W tym obiecującym regionie operatorzy stoją obecnie przed wyzwaniem przejścia od modelu eksploracji/oceny do najlepszych praktyk w zakresie rozwoju i produkcji.
Ostatnie odkrycia w Basenie Gujańsko-Surinamskim wskazują na zasoby ropy naftowej szacowane na 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 długi 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 IOC w afrykańskim i południowoamerykańskim regionie konwersji. Udane odwierty w Basenie Gujańsko-Surinamskim są wynikiem połączenia czynników, z których większość jest związana z technologią.
W ciągu najbliższych 5 lat ten obszar stanie się najważniejszym obszarem wydobycia ropy naftowej i gazu, a istniejące odkrycia staną się obszarem oceny/rozwoju; wielu poszukiwaczy wciąż poszukuje nowych złóż.
Eksploracja lądowa. W Surinamie i Gujanie wycieki ropy naftowej były znane od XIX do XX wieku. Eksploracja w Surinamie odkryła ropę 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 złóż wynosiło 1 mld bbl ropy. Obecnie wydobycie z tych złóż 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 dwa z nich przyniosły ropę.3 Poszukiwania ropy naftowej na lądzie w latach 40. XX w. doprowadziły do ​​przeprowadzenia badań geologicznych basenu Takatu. W latach 1981–1993 wywiercono trzy odwierty, wszystkie suche lub niekomercyjne. Odwierty potwierdziły obecność grubego czarnego łupka, pochodzącego 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 wiertnicze sięgają 1908 r., najpierw odwiertu 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 roponośnych 6 w pasie Orinoko w 1936 r. miało ogromny wpływ na rezerwy i zasoby ropy naftowej, przyczyniając się do zwiększenia rezerw ropy o 78 mld bbl; To złoże jest obecnie numerem jeden wśród rezerw Wenezueli. Formacja La Luna (cenoman-turon) jest światowej klasy skałą macierzystą większości ropy naftowej. La Luna7 odpowiada za większość ropy odkrytej i wydobywanej 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.
Poszukiwania 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. Przed wykonaniem odwiertu Arapaima-1 minęła 15-letnia przerwa, po której nastąpił Horseshoe-1 w 2000 r. oraz Eagle-1 i Jaguar-1 w 2012 r. Sześć z dziewięciu odwiertów wykazało obecność ropy lub gazu; jedynie Abary-1, odwiercony w 1975 r., zawiera ropę płynną (37 oAPI). Chociaż brak jakichkolwiek odkryć o charakterze ekonomicznym jest rozczarowujący, odwierty te są ważne, ponieważ potwierdzają, że dobrze funkcjonujący system naftowy produkuje ropę.
Poszukiwania ropy naftowej na morzu u wybrzeży Surinamu: Obszar szelfu kontynentalnego. Historia eksploracji szelfu kontynentalnego w Surinamie jest podobna do historii Gujany. W 2011 r. wywiercono w sumie 9 odwiertów, w 3 z nich stwierdzono obecność ropy, a w pozostałych nie było jej. Brak opłacalnych odkryć jest ponownie rozczarowujący, ale odwierty potwierdzają, że sprawnie funkcjonujący system naftowy produkuje ropę.
W ramach odcinka 207 wierceń ODP w 2003 r. wywiercono pięć otworów na Grzbiecie Demerara, oddzielającym 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.
Udane poszukiwania na obrzeżach Afryki w strefie przejściowej rozpoczęły 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 zaanektowane przez firmy naftowe, co doprowadziło do rozpoczęcia poszukiwań od Wybrzeża Kości Słoniowej po Liberię i Sierra Leone. Niestety, wiercenia na tych samych polach okazały się bardzo nieskuteczne w znajdowaniu złóż o znaczeniu 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 (łupkach). 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 modyfikowania tej metody. Po sprawdzeniu tego podejścia można znacznie zmniejszyć ryzyko związane z wierceniem, oceną i rozwojem odwiertów oraz nowymi perspektywami.
Geolodzy często posługują się terminem „trendologia”. Jest to prosta koncepcja, która pozwala geologom przenosić pomysły eksploracyjne z jednego basenu do drugiego. W tym kontekście wiele MKOl-ów, które odniosły sukces w Afryce Zachodniej i na obrzeżach Afryki przejściowej, postanowiło zastosować te koncepcje w regionie południowoamerykańskiej granicy równikowej (SAEM). W rezultacie na początku 2010 r. firma uzyskała licencje na głębokowodne bloki na morzu w Gujanie, Surinamie i Gujanie Francuskiej.
Odkrycie nastąpiło we wrześniu 2011 r. w wyniku odwiertu 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 wachlarzy płatnych w dwóch turbidytach. Trzy odwierty oceniające natrafią na grubą warstwę piasku, ale nie na węglowodory komercyjne.
Gujana odnosi sukces.ExxonMobil/Hess i in.Odkrycie słynnego już 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.W kolejnym odwiercie Skipjack-1, wykonanym w 2016 r., nie znaleziono 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 albu.
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 rampowym 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 wykrył 16 m netto ropy naftowej 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 analizowane.
Na morzu u wybrzeży Surinamu trzy głębokowodne odwierty poszukiwawcze wykonane w latach 2015–2017 okazały się odwiertami suchymi. Spółka Apache wywierciła dwa suche odwierty (Popokai-1 i Kolibrie-1) w Bloku 53, a Petronas wywiercił suchy odwiert Roselle-1 w Bloku 52, rysunek 2.
W październiku 2017 r. firma Tullow, położona na morzu u wybrzeży Surinamu, ogłosiła, że ​​w odwiercie Araku-1 nie stwierdzono żadnych znaczących skał zbiornikowych, lecz stwierdzono obecność kondensatu gazowego.11 Podczas wiercenia odwiertu występowały znaczne anomalie amplitudy sejsmicznej. Wyniki uzyskane z tego odwiertu wyraźnie wskazują na ryzyko/niepewność związane z anomaliami amplitudy i ilustrują potrzebę wykorzystania danych z odwiertu, w tym danych rdzeniowych, w celu rozwiązania problemów związanych z rozdzielczością sejsmiczną.
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 wkrótce ulegnie radykalnej poprawie!
Na początku stycznia 2020 r. w Bloku 58 w Surinamie firma Apache/Total17 ogłosiła odkrycie ropy naftowej w odwiercie poszukiwawczym Maka-1, wykonanym pod koniec 2019 r. Maka-1 to pierwsze z czterech kolejnych odkryć, które Apache/Total ogłoszą w 2020 r. (inwestorzy Apache). Każdy odwiert natrafił na złoża Campania i Santonia, a także na oddzielne złoża kondensatu węglowodorów. Według doniesień jakość złoża jest bardzo dobra. Total zostanie operatorem Bloku 58 w 2021 r. Trwa wiercenie odwiertu oceniającego.
Petronas18 ogłosiło 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 oceniających w 2021 r. w tym rejonie pojawi się wiele perspektywicznych złóż wartych obserwacji.
Studnie w Gujanie, które warto obserwować w 2021 r. ExxonMobil i partnerzy (blok Canje)19 ogłosili właśnie 3 marca 2021 r., że odwiert Bulletwood-1 był suchy, ale wyniki wskazywały na funkcjonujący system naftowy w bloku. Odwierty uzupełniające w bloku Canje zaplanowano wstępnie na I kwartał 2021 r. (Jabillo-1) i II kwartał 2021 r. (Sapote-1).20
ExxonMobil i partnerzy z bloku Stabroek planują wywiercenie odwiertu 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 inne) w 2021 r. może zostać wykonany odwiert w celu przetestowania prospektu Kawa z Santonu. Jest to tendencja charakterystyczna dla amplitud santonu, przy czym podobny wiek stwierdzono w Stabroek i bloku 58 w Surinamie. Termin wykonania odwiertu przedłużono do 21 listopada 2021 r.
Odwierty w Surinamie, które warto obserwować w 2021 r. Tullow Oil wywiercił odwiert GVN-1 w bloku 47 24 stycznia 2021 r. Celem tego odwiertu jest podwójny cel w turbidycie górnej kredy. Tullow zaktualizował sytuację 18 marca, informując, 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 do bloków 42, 53, 48 i 59.
Na początku lutego Total/Apache wywiercił odwiert oceniający w Bloku 58, najprawdopodobniej na podstawie odkrycia dokonanego w tym bloku. Następnie, w tym roku może zostać wywiercony odwiert poszukiwawczy Bonboni-1 na najbardziej wysuniętym na północ krańcu Bloku 58. Ciekawe będzie, czy w przyszłości węglany Walker w Bloku 42 będą podobne do odkrycia Ranger-1 w Stabroek.
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 z 8 grudnia 2018 r. jest dobrym miejscem na początek. Rozwój złoża Liza przebiega 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 prób obniżenia kosztów w celu wczesnego rozpoczęcia 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 odżyła, 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 odkrytej w ciągu ostatniej dekady i co najmniej 50% gazu ziemnego znajdującego się 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 wspieranie rozwoju 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 pandemia COVID-19. Należą do nich:
Endeavor Management to firma konsultingowa specjalizująca się w zarządzaniu, która współpracuje z klientami, aby pomóc im osiągnąć realną wartość z inicjatyw strategicznej transformacji. Endeavor podchodzi do prowadzenia biznesu z podwójnej perspektywy – dostarczając energię i działając jako katalizator transformacji biznesu poprzez stosowanie kluczowych zasad przywództwa i strategii biznesowych.
50-letnie dziedzictwo firmy zaowocowało bogatym portfolio sprawdzonych metodologii, które umożliwiają konsultantom Endeavor realizację najwyższej klasy strategii transformacyjnych, doskonałości operacyjnej, rozwoju przywództwa, doradztwa technicznego i wsparcia decyzyjnego. Konsultanci Endeavor posiadają dogłębną wiedzę operacyjną i szerokie doświadczenie branżowe, co pozwala naszemu zespołowi szybko zrozumieć firmy naszych klientów i dynamikę rynku.
Wszystkie materiały podlegają ścisłemu przestrzeganiu praw autorskich. Przed rozpoczęciem korzystania z tej witryny należy zapoznać się z naszym Regulaminem, Polityką dotyczącą plików cookie i Polityką prywatności.