Nessa região promissora, as operadoras agora enfrentam o desafio de fazer a transição de um modelo de exploração/avaliação para as melhores práticas de desenvolvimento e produção.
Descobertas recentes na Bacia Guiana-Suriname demonstram uma estimativa de mais de 10 bilhões de barris de recursos de petróleo e mais de 30 trilhões de pés cúbicos de gás natural.1 Como acontece com muitos casos de sucesso no setor de petróleo e gás, esta é uma história que começa com o êxito inicial na exploração em terra, seguido por um longo período de decepções na exploração costeira e na plataforma continental, culminando no sucesso em águas profundas.
O sucesso final é uma prova da perseverança e do êxito exploratório dos governos da Guiana e do Suriname e de suas agências petrolíferas, bem como da utilização de empresas petrolíferas internacionais (IOCs) na zona de conversão africana para a zona de conversão sul-americana adjacente. Os poços bem-sucedidos na Bacia Guiana-Suriname são resultado de uma combinação de fatores, a maioria dos quais relacionados à tecnologia.
Nos próximos 5 anos, esta área será o auge da exploração de petróleo e gás, com as descobertas existentes tornando-se uma área de avaliação/desenvolvimento; várias empresas de exploração ainda estão em busca de novas descobertas.
Exploração em terra. No Suriname e na Guiana, afloramentos de petróleo eram conhecidos desde os anos 1800 até os anos 1900. A exploração no Suriname descobriu petróleo a uma profundidade de 160 m durante a perfuração em busca de água em um campus na vila de Calcutá.² O campo terrestre de Tambaredjo (petróleo com teor de 15-17 oAPI) foi descoberto em 1968. A primeira produção de petróleo começou em 1982. Campos petrolíferos satélites de Calcutá e Tambaredjo foram adicionados. A produção inicial prevista para esses campos era de 1 bilhão de barris de petróleo. Atualmente, a produção desses campos é de cerca de 16.000 barris por dia.² O petróleo bruto da Petronas é processado na refinaria de Tout Lui Faut, com uma produção diária de 15.000 barris para a produção de diesel, gasolina, óleo combustível e betume.
A Guiana não teve o mesmo sucesso em terra; 13 poços foram perfurados desde 1916, mas apenas dois encontraram petróleo.3 A exploração de petróleo em terra na década de 1940 resultou em um estudo geológico da Bacia de Takatu. Três poços foram perfurados entre 1981 e 1993, todos secos ou não comerciais. Os poços confirmaram a presença de xisto negro espesso, da idade Cenomaniana-Turoniana (conhecida como Formação Canje), equivalente à Formação La Luna na Venezuela.
A Venezuela possui um histórico próspero de exploração e produção de petróleo.⁴ O sucesso das perfurações remonta a 1908, inicialmente no poço Zumbaque 1, no oeste do país.⁵ Durante a Primeira Guerra Mundial e nas décadas de 1920 e 1930, a produção do Lago Maracaibo continuou a aumentar. Naturalmente, a descoberta de areias betuminosas⁶ na Faixa do Orinoco, em 1936, teve um grande impacto nas reservas e recursos de petróleo, contribuindo com 78 bilhões de barris de reservas; esse reservatório ocupa atualmente o primeiro lugar no ranking de reservas da Venezuela. A formação La Luna (Cenomaniano-Turoniano) é a rocha geradora de classe mundial para a maior parte do petróleo.⁷ La Luna é responsável pela maior parte do petróleo descoberto e produzido na Bacia de Maracaibo e em diversas outras bacias na Colômbia, Equador e Peru. As rochas geradoras encontradas na costa da Guiana e do Suriname possuem características semelhantes e são da mesma idade que as encontradas em La Luna.
Exploração de petróleo offshore na Guiana: a área da plataforma continental. Os trabalhos de exploração na plataforma continental começaram oficialmente em 1967 com sete poços, Offshore-1 e -2, na Guiana. Houve um intervalo de 15 anos antes da perfuração do poço Arapaima-1, seguido pelo Horseshoe-1 em 2000 e pelos poços Eagle-1 e Jaguar-1 em 2012. Seis dos nove poços apresentam indícios de petróleo ou gás; apenas o Abary-1, perfurado em 1975, possui petróleo em condições de produção (37 oAPI). Embora a ausência de descobertas economicamente viáveis ​​seja decepcionante, esses poços são importantes porque confirmam a existência de um sistema petrolífero em pleno funcionamento, produzindo petróleo.
Exploração de petróleo na costa do Suriname: a área da plataforma continental. A história da exploração da plataforma continental do Suriname espelha a da Guiana. Um total de 9 poços foram perfurados em 2011, dos quais 3 apresentaram indícios de petróleo; os demais não produziram. Novamente, a falta de descobertas economicamente viáveis ​​é decepcionante, mas os poços confirmam que um sistema petrolífero eficiente está produzindo petróleo.
A Expedição 207 do ODP perfurou cinco locais em 2003 na Elevação de Demerara, que separa a Bacia da Guiana-Suriname da Guiana Francesa, em alto-mar. É importante ressaltar que todos os cinco poços encontraram a mesma rocha geradora da Formação Canje, do Cenomaniano-Turoniano, encontrada nos poços da Guiana e do Suriname, confirmando a presença da rocha geradora de La Luna.
A exploração bem-sucedida das zonas de transição da África começou com a descoberta do petróleo da Tullow em 2007, no campo de Jubilee, em Gana. Após esse sucesso em 2009, o complexo TEN foi descoberto a oeste de Jubilee. Esses êxitos levaram as nações da África equatorial a oferecer licenças para exploração em águas profundas, que foram adquiridas por empresas petrolíferas, impulsionando a exploração desde a Costa do Marfim até a Libéria e Serra Leoa. Infelizmente, a perfuração nesses mesmos tipos de formações tem sido muito ineficaz na busca por acumulação economicamente viável. Em geral, quanto mais a oeste se vai de Gana ao longo das zonas de transição da África, menor é a taxa de sucesso.
Assim como na maioria dos casos de sucesso na África Ocidental, em Angola, Cabinda e nos mares do norte, esses êxitos em águas profundas em Gana confirmam um conceito de exploração semelhante. O conceito de desenvolvimento baseia-se em uma rocha geradora madura de classe mundial e em um sistema de rotas de migração associado. O reservatório é composto principalmente de areia de canal de talude, chamada turbidito. As armadilhas são chamadas de armadilhas estratigráficas e dependem de selos sólidos no topo e nas laterais (xisto). Armadilhas estruturais são raras. As companhias petrolíferas descobriram cedo que, ao perfurar poços secos, precisavam diferenciar as respostas sísmicas de arenitos com hidrocarbonetos das respostas de arenitos úmidos. Cada companhia petrolífera mantém em segredo seu conhecimento técnico sobre como aplicar a tecnologia. Cada poço subsequente foi usado para ajustar esse método. Uma vez comprovada, essa abordagem pode reduzir significativamente os riscos associados à perfuração de poços de avaliação e desenvolvimento e a novas perspectivas.
Os geólogos frequentemente se referem ao termo "trendologia". É um conceito simples que permite aos geólogos transferir suas ideias de exploração de uma bacia para outra. Nesse contexto, muitas empresas petrolíferas internacionais que obtiveram sucesso na África Ocidental e na zona de transição africana estão determinadas a aplicar esses conceitos à Margem Equatorial da América do Sul (MEAS). Como resultado, no início de 2010, a empresa obteve licenças para blocos de águas profundas na Guiana, Suriname e Guiana Francesa.
Descoberto em setembro de 2011 durante a perfuração do poço Zaedyus-1 a uma profundidade de 2.000 m na costa da Guiana Francesa, o reservatório foi encontrado pela Tullow Oil, a primeira empresa a atingir concentrações significativas de hidrocarbonetos no Sudeste Asiático. A Tullow Oil anunciou que o poço revelou 72 m de espessura líquida de camadas produtoras em duas zonas turbidíticas. Três poços de avaliação encontrarão areia espessa, mas sem hidrocarbonetos comercialmente viáveis.
Guiana obtém sucesso. ExxonMobil/Hess e outros. A descoberta do agora famoso Poço Liza-1 (Poço Liza-1 12) foi anunciada em maio de 2015 na licença Stabroek, na costa da Guiana. A areia turbidítica do Cretáceo Superior é o reservatório. O poço de acompanhamento Skipjack-1, perfurado em 2016, não encontrou hidrocarbonetos comercialmente viáveis. Em 2020, os parceiros de Stabroek anunciaram um total de 18 descobertas com um recurso recuperável total de mais de 8 barris de petróleo (ExxonMobil)! Parceiros de Stabroek abordam preocupações sobre a resposta sísmica de reservatórios com hidrocarbonetos versus reservatórios aquíferos (Hess Investor, Investor Day 2018 8). Rochas geradoras mais profundas, da era Albiana, foram identificadas em alguns poços.
Curiosamente, a ExxonMobil e seus parceiros descobriram petróleo no reservatório carbonático do poço Ranger-1, conforme anunciado em 2018. Há indícios de que se trata de um reservatório carbonático formado sobre um vulcão de subsidência.
A descoberta de Haimara-18 foi anunciada em fevereiro de 2019 como uma descoberta de condensado em um reservatório de alta qualidade com 63 m de profundidade. Haimara-1 fica na fronteira entre Stabroek, na Guiana, e o Bloco 58, no Suriname.
A Tullow e seus parceiros (licença Orinduik) fizeram duas descobertas no canal de rampa de Stabroek:
A ExxonMobil e sua parceira (Bloco Kaieteur) anunciaram em 17 de novembro de 2020 que o poço Tanager-1 representou uma descoberta, mas foi considerado não comercial. O poço encontrou 16 m de óleo líquido em areias maastrichtianas de alta qualidade, mas a análise do fluido indicou óleo mais pesado do que o encontrado no desenvolvimento de Liza. Reservatórios de alta qualidade foram descobertos nas formações santonianas e turonianas mais profundas. Os dados ainda estão sendo avaliados.
Na costa do Suriname, três poços de exploração em águas profundas perfurados entre 2015 e 2017 foram poços secos. A Apache perfurou dois poços secos (Popokai-1 e Kolibrie-1) no Bloco 53 e a Petronas perfurou um poço seco, Roselle-1, no Bloco 52, Figura 2.
Em outubro de 2017, a Tullow anunciou que o poço Araku-1, localizado na costa do Suriname, não apresentava rochas reservatório significativas, mas demonstrava a presença de condensado de gás.¹¹ O poço foi perfurado com anomalias significativas de amplitude sísmica. Os resultados deste poço demonstram claramente o risco/incerteza associado às anomalias de amplitude e ilustram a necessidade de dados do poço, incluindo dados de testemunhos, para resolver problemas de resolução sísmica.
A Kosmos perfurou dois poços secos (Anapai-1 e Anapai-1A) no Bloco 45 em 2018 e o poço seco Pontoenoe-1 no Bloco 42.
Claramente, no início de 2019, a perspectiva para as águas profundas do Suriname era sombria. Mas essa situação está prestes a melhorar drasticamente!
No início de janeiro de 2020, no Bloco 58, no Suriname, a Apache/Total17 anunciou a descoberta de petróleo no poço exploratório Maka-1, perfurado no final de 2019. Maka-1 é a primeira de quatro descobertas consecutivas que a Apache/Total anunciará em 2020 (investidores da Apache). Cada poço encontrou reservatórios sobrepostos de Campânia e Santonia, bem como reservatórios separados de condensado de hidrocarbonetos. Segundo relatos, a qualidade do reservatório é muito boa. A Total assumirá a operação do Bloco 58 em 2021. Um poço de avaliação está sendo perfurado.
A Petronas18 anunciou a descoberta de petróleo no poço Sloanea-1 em 11 de dezembro de 2020. O petróleo foi encontrado em diversas camadas de areia da Campânia. O Bloco 52 é uma tendência localizada a leste da área descoberta pela Apache no Bloco 58.
À medida que a exploração e as avaliações continuam em 2021, haverá muitos projetos promissores na área para acompanhar.
Poços da Guiana para acompanhar em 2021. A ExxonMobil e seus parceiros (Bloco Canje) anunciaram em 3 de março de 2021 que o poço Bulletwood-1 estava seco, mas os resultados indicaram um sistema de produção de petróleo em funcionamento no bloco. Poços de acompanhamento no bloco Canje estão programados para o primeiro trimestre de 2021 (Jabillo-1) e segundo trimestre de 2021 (Sapote-1).
A ExxonMobil e seus parceiros no bloco Stabroek planejam perfurar o poço Krobia-1 a 26 quilômetros (16 milhas) a nordeste do campo de Liza. Posteriormente, o poço Redtail-1 será perfurado a 19 quilômetros (12 milhas) a leste do campo de Liza.
No bloco Corentyne (CGX e outros), um poço poderá ser perfurado em 2021 para testar o prospecto Santoniano de Kawa. Essa é uma tendência para amplitudes Santonianas, com idades semelhantes encontradas em Stabroek e no Bloco 58 do Suriname. O prazo para a perfuração do poço foi estendido para 21 de novembro de 2021.
Poços promissores no Suriname para acompanhar em 2021. A Tullow Oil perfurou o poço GVN-1 no Bloco 47 em 24 de janeiro de 2021. O alvo deste poço é um reservatório duplo no turbidito do Cretáceo Superior. A Tullow atualizou a situação em 18 de março, informando que o poço atingiu a profundidade total e encontrou um reservatório de alta qualidade, mas apresentou pequenas quantidades de petróleo. Será interessante observar como esse bom resultado afetará futuros poços a nordeste, desde as descobertas da Apache e da Petronas até os blocos 42, 53, 48 e 59.
No início de fevereiro, a Total/Apache perfurou um poço de avaliação no Bloco 58, aparentemente a partir de uma descoberta no bloco. Posteriormente, o poço exploratório Bonboni-1, na extremidade norte do Bloco 58, poderá ser perfurado ainda este ano. Será interessante observar se os carbonatos de Walker, no Bloco 42, se comportarão como a descoberta de Ranger-1 em Stabroek.
Rodada de Licenciamento do Suriname. A Staatsolie anunciou uma rodada de licenciamento para 2020-2021, abrangendo oito licenças que vão de Shoreline ao Bloco 58 de Apache/Total. A sala de dados virtual estará aberta a partir de 30 de novembro de 2020. Os lances expiram em 30 de abril de 2021.
Plano de Desenvolvimento de Starbrook. A ExxonMobil e a Hess publicaram detalhes de seus planos de desenvolvimento de campo, que podem ser encontrados em vários locais, mas o Dia do Investidor da Hess, em 8 de dezembro de 2018, é um bom ponto de partida. Liza está sendo desenvolvida em três fases, com o primeiro petróleo aparecendo em 2020, cinco anos após a descoberta (Figura 3). As FPSOs associadas ao desenvolvimento submarino são um exemplo de sua tentativa de reduzir custos para obter produção antecipada — e até mesmo preços — em um momento em que os preços do petróleo Brent estão baixos.
A ExxonMobil anunciou que planeja apresentar os planos para o quarto grande empreendimento de Stabroek até o final de 2021.
desafio. Pouco mais de um ano após preços historicamente negativos do petróleo, a indústria se recuperou, com os preços do WTI acima de US$ 65, e a Bacia Guiana-Suriname emergindo como o desenvolvimento mais promissor da década de 2020. Poços de descoberta foram documentados na área. De acordo com a Westwood, isso representa mais de 75% do petróleo descoberto na última década e pelo menos 50% do gás natural encontrado em armadilhas estratigráficas clásticas. vinte e um
O maior desafio não reside nas propriedades do reservatório, visto que tanto a rocha quanto o fluido parecem apresentar a qualidade necessária. Também não se trata da tecnologia, pois a tecnologia para águas profundas vem sendo desenvolvida desde a década de 1980. É provável que essa oportunidade seja aproveitada desde o início para implementar as melhores práticas da indústria na produção offshore. Isso permitirá que agências governamentais e o setor privado desenvolvam regulamentações e políticas para alcançar um ambiente ambientalmente sustentável e viabilizar o crescimento econômico e social em ambos os países.
Independentemente disso, o setor estará acompanhando de perto a situação entre Guiana e Suriname, pelo menos durante este ano e pelos próximos cinco anos. Em alguns casos, existem muitas oportunidades para governos, investidores e empresas de exploração e produção participarem de eventos e atividades, conforme a situação da Covid-19 permitir. Isso inclui:
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