Nesta região promissora, os operadores 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 Bbbl de recursos de petróleo e mais de 30 Tcf de gás natural.1 Assim como acontece com muitos sucessos em petróleo e gás, esta é uma história que começa com o sucesso inicial da exploração em terra, seguido por um período prolongado de decepção na exploração da costa até a plataforma, culminando no sucesso em águas profundas.
O eventual sucesso é uma prova da perseverança e do sucesso da exploração dos governos da Guiana e do Suriname e de suas agências petrolíferas, bem como do uso de IOCs na faixa de conversão africana para a faixa de conversão conjugada sul-americana. Poços bem-sucedidos na Bacia Guiana-Suriname são o resultado de uma combinação de fatores, a maioria dos quais relacionados à tecnologia.
Nos próximos 5 anos, esta área será o auge do petróleo e gás, com as descobertas existentes se tornando uma área de avaliação/desenvolvimento; vários exploradores ainda estão buscando descobertas.
Exploração em terra. No Suriname e na Guiana, vazamentos 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 (óleo de 15-17 oAPI) foi descoberto em 1968. A primeira extração de petróleo começou em 1982. Campos de petróleo satélites para Calcutá e Tambaredjo foram adicionados. O STOOIP original para esses campos é de 1 Bbbl 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 apresentaram 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 preto espesso, da idade Cenomaniano-Turoniana (conhecida como Formação Canje), equivalente à Formação La Luna na Venezuela.
A Venezuela tem uma história próspera de exploração e produção de petróleo.4 O sucesso da perfuração remonta a 1908, primeiro no poço Zumbaque 1 no oeste do país, 5 Durante a Primeira Guerra Mundial e durante as décadas de 1920 e 1930, a produção do Lago Maracaibo continuou a aumentar. É claro que a descoberta de areias betuminosas 6 no Cinturão do Orinoco em 1936 teve um grande impacto nas reservas e recursos de petróleo, contribuindo com 78 Bbbl de reservas de petróleo; este reservatório classifica a Venezuela como o número um em reservas. A formação La Luna (Cenomaniano-Turoniano) é a rocha geradora de classe mundial para a maior parte do petróleo. La Luna7 é responsável pela maior parte do petróleo descoberto e produzido na Bacia de Maracaibo e em várias outras bacias na Colômbia, Equador e Peru. As rochas geradoras encontradas na costa da Guiana e do Suriname têm características semelhantes e são da mesma idade que as encontradas em La Luna.
Exploração de petróleo offshore na Guiana: área da plataforma continental. O trabalho de exploração na plataforma continental começou oficialmente em 1967 com 7 poços Offshore-1 e -2 na Guiana. Houve um intervalo de 15 anos antes de Arapaima-1 ser perfurado, seguido por Horseshoe-1 em 2000 e Eagle-1 e Jaguar-1 em 2012. Seis dos nove poços têm indícios de petróleo ou gás; apenas Abary-1, perfurado em 1975, tem óleo fluido (37 oAPI). Embora a falta de descobertas econômicas seja decepcionante, esses poços são importantes porque confirmam que um sistema petrolífero em bom funcionamento está produzindo petróleo.
Exploração de petróleo no litoral do Suriname: a área da plataforma continental. A história da exploração da plataforma continental do Suriname reflete a da Guiana. Um total de 9 poços foram perfurados em 2011, 3 dos quais apresentaram indícios de petróleo; os outros estavam secos. Novamente, a falta de descobertas econômicas é decepcionante, mas os poços confirmam que um sistema petrolífero em bom funcionamento está produzindo petróleo.
A Etapa 207 do ODP perfurou cinco locais em 2003 no Demerara Rise, que separa a Bacia da Guiana-Suriname da costa da Guiana Francesa. Importante ressaltar que todos os cinco poços encontraram a mesma rocha-fonte da Formação Canje, Cenomaniano-Turoniano, encontrada nos poços da Guiana e do Suriname, confirmando a presença da rocha-fonte La Luna.
A exploração bem-sucedida das franjas de transição da África começou com a descoberta do petróleo de Tullow em 2007 no campo Jubilee, em Gana. Após seu sucesso em 2009, o complexo TEN foi descoberto a oeste de Jubilee. Esses sucessos levaram as nações da África equatorial a oferecer licenças para águas profundas, que as empresas petrolíferas anexaram, incentivando a exploração da Costa do Marfim à Libéria e Serra Leoa. Infelizmente, a perfuração para esses mesmos tipos de áreas tem sido muito malsucedida em encontrar acumulação econômica. Em geral, quanto mais a oeste você vai de Gana ao longo das franjas de transição da África, mais a taxa de sucesso cai.
Assim como a maioria dos sucessos da África Ocidental em Angola, Cabinda e nos mares do norte, esses sucessos em águas profundas de Gana confirmam um conceito de jogo semelhante. O conceito de desenvolvimento é baseado 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 encosta, chamada turbidito. As armadilhas são chamadas de armadilhas estratigráficas e dependem de selos superiores e laterais sólidos (xisto). Armadilhas estruturais são raras. As empresas petrolíferas descobriram logo no início que, ao perfurar poços secos, precisavam diferenciar as respostas sísmicas de arenitos contendo hidrocarbonetos de arenitos úmidos. Cada empresa petrolífera mantém em segredo sua expertise técnica 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 avaliação de perfuração e poços de desenvolvimento e novas perspectivas.
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 IOCs que obtiveram sucesso na África Ocidental e na franja de transição africana estão determinadas a aplicar esses conceitos à Margem Equatorial Sul-Americana (SAEM). Como resultado, no início de 2010, a empresa obteve licenças para blocos offshore de águas profundas na Guiana, Suriname e Guiana Francesa.
Descoberto em setembro de 2011 pela perfuração de Zaedyus-1 a uma profundidade de 2.000 m na costa da Guiana Francesa, a Tullow Oil foi a primeira empresa a encontrar hidrocarbonetos significativos em SAEM. A Tullow Oil anunciou que o poço encontrou 72 m de leques de espessura líquida em dois turbiditos. Três poços de avaliação encontrarão areia espessa, mas nenhum hidrocarboneto comercial.
Guiana obtém sucesso. ExxonMobil/Hess et al. 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 Skipjack-1 subsequente, perfurado em 2016, não encontrou hidrocarbonetos comerciais. Em 2020, os parceiros da Stabroek anunciaram um total de 18 descobertas com um recurso recuperável total de mais de 8 barris de petróleo (ExxonMobil)! Parceiros da Stabroek abordam preocupações sobre a resposta sísmica de reservatórios com hidrocarbonetos em comparação com reservatórios de aquíferos (Hess Investor, Investor Day 2018 8). Rochas-fonte mais profundas de idade albiana foram identificadas em alguns poços.
Curiosamente, a ExxonMobil e seus parceiros descobriram petróleo no reservatório de carbonato do poço Ranger-1, anunciado em 2018. Há evidências de que este é um reservatório de carbonato construído sobre um vulcão em subsidência.
A descoberta de Haimara-18 foi anunciada em fevereiro de 2019 como uma descoberta de condensado em um reservatório de alta qualidade de 63 m. Haimara-1 faz fronteira entre Stabroek na Guiana e o Bloco 58 no Suriname.
Tullow e parceiros (licença Orinduik) fizeram duas descobertas no canal de rampa de Stabroek:
A ExxonMobil e seu parceiro (o Bloco Kaieteur) anunciaram em 17 de novembro de 2020 que o poço Tanager-1 foi uma descoberta, mas foi considerado não comercial. O poço encontrou 16 m de petróleo líquido em areias maastrichtianas de alta qualidade, mas a análise do fluido indicou petróleo mais pesado do que no desenvolvimento de Liza. Reservatórios de alta qualidade foram descobertos nas formações santonianas e turonianas mais profundas. Os dados ainda estão sendo avaliados.
No litoral do Suriname, três poços de exploração em águas profundas perfurados entre 2015 e 2017 eram 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.
Na costa do Suriname, a Tullow anunciou em outubro de 2017 que o poço Araku-1 não tinha rochas reservatório significativas, mas demonstrou 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 em torno das anomalias de amplitude e ilustram a necessidade de dados do poço, incluindo dados de núcleo, para resolver problemas de resolução sísmica.
A Kosmos perfurou dois furos secos (Anapai-1 e Anapai-1A) no Bloco 45 em 201816, e o furo seco Pontoenoe-1 no Bloco 42.
Claramente, no início de 2019, a perspectiva para as águas profundas do Suriname é 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 de exploração 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 empilhados de Campânia e Santonia, bem como reservatórios separados de condensado de hidrocarbonetos. De acordo com relatos, a qualidade do reservatório é muito boa. A Total se tornará a operadora 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. Petróleo encontrado em várias areias da Campânia. O bloco 52 é uma tendência e a leste que a Apache encontrou no bloco 58.
À medida que a exploração e as avaliações continuam em 2021, haverá muitas perspectivas na área para observar.
Poços da Guiana para observar em 2021. A ExxonMobil e seus parceiros (Bloco Canje)19 anunciaram em 3 de março de 2021 que o poço Bulletwood-1 era um poço seco, mas os resultados indicaram um sistema de petróleo funcional no bloco. Poços de acompanhamento no bloco Canje estão programados provisoriamente para o primeiro trimestre de 2021 (Jabillo-1) e o segundo trimestre de 2021 (Sapote-1).20
A ExxonMobil e seus parceiros no bloco Stabroek planejam perfurar o poço Krobia-1 16 milhas a nordeste do campo Liza. Posteriormente, o poço Redtail-1 será perfurado 12 milhas a leste do campo Liza.
No bloco Corentyne (CGX et al), um poço pode ser perfurado em 2021 para testar o prospecto santoniano Kawa. Esta é uma tendência para amplitudes santonianas, com idades semelhantes encontradas em Stabroek e no Bloco 58 do Suriname. O prazo para perfuração do poço foi estendido até 21 de novembro de 2021.
Poços no Suriname para ficar de olho 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 alvo duplo no turbidito do Cretáceo Superior. A Tullow atualizou a situação em 18 de março, dizendo que o poço atingiu o TD e encontrou um reservatório de alta qualidade, mas mostrou pequenas quantidades de petróleo. Será interessante ver como este bom resultado afetará os futuros poços NNE das descobertas de Apache e 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 subindo de uma descoberta no bloco. Posteriormente, o poço de exploração Bonboni-1, na ponta mais ao norte do Bloco 58, pode ser perfurado este ano. Será interessante ver se os carbonatos Walker no Bloco 42 no futuro serão como a descoberta Ranger-1 em Stabroek. Realizar testes.
Rodada de licenciamento no Suriname. A Staatsolie anunciou uma rodada de licenciamento 2020-2021 para oito licenças que se estendem de Shoreline até Apache/Total Block 58. A sala de dados virtual abre em 30 de novembro de 2020. As propostas 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 Hess Investor Day de 8 de dezembro de 2018 é um bom lugar para começar. Liza está sendo desenvolvido em três fases, com o primeiro óleo aparecendo em 2020, cinco anos após a descoberta, Figura 3. Os FPSOs associados ao desenvolvimento submarino são um exemplo de sua tentativa de cortar 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 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 preços do WTI acima de US$ 65, e a Bacia Guiana-Suriname emergindo como o desenvolvimento mais empolgante da década de 2020. Poços de descoberta foram documentados na área. De acordo com Westwood, 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 são as propriedades do reservatório, pois tanto a rocha quanto o fluido parecem ter a qualidade necessária. Não é tecnologia, porque a tecnologia em águas profundas vem sendo desenvolvida desde a década de 1980. É provável que aproveitemos esta oportunidade desde o início para implementar as melhores práticas do setor na produção offshore. Isso permitirá que agências governamentais e o setor privado desenvolvam regulamentações e políticas para alcançar uma estrutura ambientalmente correta e permitir o crescimento econômico e social em ambos os países.
De qualquer forma, a indústria estará monitorando Guiana-Suriname de perto pelo menos neste ano e nos próximos cinco anos. Em alguns casos, há muitas oportunidades para governos, investidores e empresas de E&P participarem de eventos e atividades conforme a Covid permitir. Isso inclui:
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