În această regiune promițătoare, operatorii sunt acum provocați să treacă de la un model de explorare/evaluare la cele mai bune practici pentru dezvoltare și producție.
Descoperirile recente din bazinul Guyana-Surinam demonstrează o cantitate estimată de peste 10 barili de resurse de petrol și peste 30 Tcf de gaze naturale.1 Ca în cazul multor succese în domeniul petrolului și gazelor, aceasta este o poveste care începe cu succesul timpuriu al explorării onshore, urmat de o perioadă prelungită de dezamăgire a explorării de la coastă până la platoul continental, culminând cu succesul în ape adânci.
Succesul final este o dovadă a perseverenței și a succesului în explorare al guvernelor din Guyana și Surinam și al agențiilor lor petroliere, precum și a utilizării IOC-urilor în zona de conversie africană față de zona de conversie sud-americană conjugată. Puțurile de succes din bazinul Guyana-Surinam sunt rezultatul unei combinații de factori, majoritatea fiind legați de tehnologie.
În următorii 5 ani, această zonă va fi apogeul petrolului și gazelor, descoperirile existente devenind o zonă de evaluare/dezvoltare; mai mulți exploratori încă caută descoperiri.
Explorare terestră. În Surinam și Guyana, infiltrațiile de petrol erau cunoscute din anii 1800 până în anii 1900. Explorarea din Surinam a descoperit petrol la o adâncime de 160 m în timpul forajelor pentru apă la un campus din satul Kolkata.2 Câmpul terestră Tambaredjo (petrol de 15-17 oAPI) a fost descoperit în 1968. Prima exploatare petrolieră a început în 1982. Au fost adăugate câmpuri petroliere satelit către Kolkata și Tambaredjo. Stooip-ul inițial pentru aceste câmpuri este de 1 baril de petrol. În prezent, producția acestor câmpuri este de aproximativ 16.000 de barili pe zi.2 Țițeiul Petronas este procesat la rafinăria Tout Lui Faut, cu o producție zilnică de 15.000 de barili pentru producția de motorină, benzină, păcură și bitum.
Guyana nu a avut același succes onshore; 13 puțuri au fost forate din 1916, dar doar două au văzut petrol.3 Explorarea petrolului onshore din anii 1940 a dus la un studiu geologic al bazinului Takatu. Trei puțuri au fost forate între 1981 și 1993, toate uscate sau necomerciale. Puțurile au confirmat prezența șistului negru gros, de vârstă Cenomanian-Turonian (cunoscut sub numele de Formațiunea Canje), echivalent cu Formațiunea La Luna din Venezuela.
Venezuela are o istorie înfloritoare în explorarea și producția de petrol.4 Succesul forajelor datează din 1908, mai întâi la sonda Zumbaque 1 din vestul țării, 5 în timpul Primului Război Mondial și în anii 1920 și 1930, producția din Lacul Maracaibo a continuat să crească. Desigur, descoperirea nisipurilor bituminoase 6 în Centura Orinoco în 1936 a avut un impact major asupra rezervelor și resurselor de petrol, contribuind cu 78 de barili de rezerve de petrol; acest rezervor ocupă în prezent primul loc în rezerve în Venezuela. Formațiunea La Luna (Cenomanian-Turonian) este roca sursă de clasă mondială pentru cea mai mare parte a petrolului. La Luna7 este responsabilă pentru cea mai mare parte a petrolului descoperit și produs în bazinul Maracaibo și în alte câteva bazine din Columbia, Ecuador și Peru. Rocile sursă găsite în largul Guyanei și Surinamului au caracteristici similare și au aceeași vârstă cu cele găsite în La Luna.
Explorarea petrolului offshore în Guyana: Zona platoului continental. Lucrările de explorare pe platoul continental au început oficial în 1967 cu 7 sonde Offshore-1 și -2 în Guyana. A existat o pauză de 15 ani înainte de forarea Arapaima-1, urmată de Horseshoe-1 în 2000 și Eagle-1 și Jaguar-1 în 2012. Șase din cele nouă sonde au indicii de petrol sau gaze; doar Abary-1, forată în 1975, are petrol fluid (37 oAPI). Deși lipsa oricăror descoperiri economice este dezamăgitoare, aceste sonde sunt importante deoarece confirmă că un sistem petrolier funcțional produce petrol.
Explorarea petrolului în largul coastei Surinamului: Zona platformei continentale. Povestea explorării platformei continentale din Surinam o reflectă pe cea a Guyanei. În 2011 au fost forate un total de 9 puțuri, dintre care 3 au avut indicii de petrol; celelalte au fost secate. Din nou, lipsa descoperirilor economice este dezamăgitoare, dar puțurile confirmă faptul că un sistem petrolier funcțional produce petrol.
ODP Leg 207 a forat cinci situri în 2003 pe Demerara Rise, care separă bazinul Guyana-Surinam de Guyana Franceză din larg. Este important de menționat că toate cele cinci sonde au întâlnit aceeași rocă sursă cenomanian-turoniană din Formațiunea Canje, găsită în sondele din Guyana și Surinam, confirmând prezența rocii sursă La Luna.
Explorarea cu succes a zonelor de tranziție ale Africii a început odată cu descoperirea petrolului Tullow în 2007, pe câmpul Jubilee din Ghana. În urma succesului din 2009, complexul TEN a fost descoperit la vest de Jubilee. Aceste succese au determinat națiunile africane ecuatoriale să ofere licențe pentru ape adânci, pe care companiile petroliere le-au anexat, ceea ce a dus la explorări din Coasta de Fildeș până în Liberia și Sierra Leone. Din păcate, forajul pentru aceleași tipuri de zăcăminte a fost foarte nereușit în găsirea acumulării economice. În general, cu cât te îndrepți mai spre vest de Ghana, de-a lungul zonelor de tranziție ale Africii, cu atât rata de succes scade.
Ca în cazul majorității succeselor Africii de Vest din Angola, Cabinda și mările nordice, aceste succese în ape adânci din Ghana confirmă un concept similar de joc. Conceptul de dezvoltare se bazează pe o rocă sursă matură de clasă mondială și pe un sistem asociat de căi de migrație. Rezervorul este în principal nisip de canal de pantă, numit turbidit. Capcanele se numesc capcane stratigrafice și se bazează pe etanșări solide superioare și laterale (șisturi). Capcanele structurale sunt rare. Companiile petroliere au descoperit devreme că, prin forarea găurilor uscate, trebuiau să diferențieze răspunsurile seismice ale gresiilor care conțin hidrocarburi de gresiile umede. Fiecare companie petrolieră își păstrează secretă expertiza tehnică privind modul de aplicare a tehnologiei. Fiecare sondă ulterioară a fost folosită pentru a ajusta această metodă. Odată dovedită, această abordare poate reduce semnificativ riscurile asociate cu forarea, evaluarea și dezvoltarea puțurilor și a noilor perspective.
Geologii se referă adesea la termenul „trendologie”. Este un concept simplu care le permite geologilor să își transfere ideile de explorare de la un bazin la altul. În acest context, multe IOC-uri care au avut succes în Africa de Vest și în zona de tranziție africană sunt hotărâte să aplice aceste concepte la Marginea Ecuatorială Sud-Americană (SAEM). Drept urmare, până la începutul anului 2010, compania obținuse licențe pentru blocuri offshore de ape adânci în Guyana, Surinam și Guyana Franceză.
Descoperită în septembrie 2011 prin forarea sondei Zaedyus-1 la o adâncime de 2.000 m în largul coastei Guyanei Franceze, Tullow Oil a fost prima companie care a găsit hidrocarburi semnificative în SAEM. Tullow Oil a anunțat că sonda a găsit 72 m de conuri nete în două turbidite. Trei sonde de evaluare vor întâlni nisip gros, dar nu și hidrocarburi comerciale.
Guyana are succes. ExxonMobil/Hess și colab. Descoperirea acum celebrei sonde Liza-1 (Liza-1 Well 12) a fost anunțată în mai 2015 în cadrul licenței Stabroek din largul coastei Guyanei. Nisipul turbidit din Cretacicul superior este rezervorul. Sonda Skipjack-1 ulterioară, forată în 2016, nu a găsit hidrocarburi comerciale. În 2020, partenerii Stabroek au anunțat un total de 18 descoperiri cu o resursă totală recuperabilă de peste 8 barili de petrol (ExxonMobil)! Partenerii Stabroek abordează preocupările legate de răspunsul seismic al rezervoarelor purtătoare de hidrocarburi față de cele ale acviferelor (Hess Investor, Investor Day 2018 8). În unele sonde au fost identificate roci sursă de vârstă albiană mai profundă.
Interesant este că ExxonMobil și partenerii săi au descoperit petrol în rezervorul de carbonat al sondei Ranger-1 anunțată în 2018. Există dovezi că acesta este un rezervor de carbonat construit deasupra unui vulcan de subsidență.
Descoperirea Haimara-18 a fost anunțată în februarie 2019 ca o descoperire de condensat într-un rezervor de înaltă calitate de 63 m. Haimara-1 se învecinează cu granița dintre Stabroek din Guyana și Blocul 58 din Surinam.
Tullow și partenerii (licență Orinduik) au făcut două descoperiri în cadrul canalului de rampă al lui Stabroek:
ExxonMobil și partenerul său (Blocul Kaieteur) au anunțat pe 17 noiembrie 2020 că sonda Tanager-1 era o descoperire, dar era considerată necomercială. Sonda a găsit 16 m de petrol net în nisipuri maastrichtiene de înaltă calitate, dar analiza fluidelor a indicat petrol mai greu decât în ​​dezvoltarea Liza. Rezervoare de înaltă calitate au fost descoperite în formațiunile santoniene și turoniene mai adânci. Datele sunt încă în curs de evaluare.
În largul coastei Surinamului, trei sonde de explorare în ape adânci forate între 2015 și 2017 au fost sonde uscate. Apache a forat două sonde uscate (Popokai-1 și Kolibrie-1) în Blocul 53, iar Petronas a forat o sondă uscată Roselle-1 în Blocul 52, Figura 2.
În largul coastei Surinamului, Tullow a anunțat în octombrie 2017 că sonda Araku-1 nu avea roci rezervor semnificative, dar a demonstrat prezența condensatului de gaz.11 Sonda a fost forată cu anomalii seismice semnificative de amplitudine. Rezultatele acestei sonde demonstrează clar riscul/incertitudinea legată de anomaliile de amplitudine și ilustrează necesitatea datelor de la sondă, inclusiv a datelor de bază, pentru a rezolva problemele de rezoluție seismică.
Kosmos a forat două sonde uscate (Anapai-1 și Anapai-1A) în Blocul 45 în 201816 și sonda uscată Pontoenoe-1 în Blocul 42.
Evident, până la începutul anului 2019, perspectivele pentru apele adânci ale Surinamului sunt sumbre. Dar această situație este pe cale să se îmbunătățească dramatic!
La începutul lunii ianuarie 2020, la Blocul 58 din Surinam, Apache/Total17 a anunțat descoperirea de petrol la sonda de explorare Maka-1, care a fost forată la sfârșitul anului 2019. Maka-1 este prima dintre cele patru descoperiri consecutive pe care Apache/Total le va anunța în 2020 (investitori Apache). Fiecare sondă a întâlnit rezervoare suprapuse Campania și Santonia, precum și rezervoare separate de condensat de hidrocarburi. Conform rapoartelor, calitatea rezervorului este foarte bună. Total va deveni operatorul Blocului 58 în 2021. Se forează o sondă de evaluare.
Petronas18 a anunțat descoperirea de petrol la sonda Sloanea-1 pe 11 decembrie 2020. Petrolul a fost găsit în mai multe nisipuri din Campania. Blocul 52 este o tendință la est pe care Apache a găsit-o în Blocul 58.
Pe măsură ce explorările și evaluările continuă în 2021, vor exista multe perspective de urmărit în zonă.
Puțuri de urmărit în Guyana în 2021. ExxonMobil și partenerii (Canje Block)19 tocmai au anunțat pe 3 martie 2021 că sonda Bulletwood-1 era o sondă uscată, dar rezultatele au indicat un sistem petrolier funcțional în bloc. Puțuri ulterioare în blocul Canje sunt programate provizoriu pentru trimestrul 1 din 2021 (Jabillo-1) și trimestrul 2 din 2021 (Sapote-1).20
ExxonMobil și partenerii din blocul Stabroek intenționează să foreze sonda Krobia-1 la 26 de kilometri nord-est de zăcământul Liza. Ulterior, sonda Redtail-1 va fi forată la 19 kilometri est de zăcământul Liza.
La blocul Corentyne (CGX și colab.), este posibil să fie forată o sondă în 2021 pentru a testa prospectul Santonian Kawa. Aceasta este o tendință pentru amplitudinile Santoniene, cu vârste similare găsite în Stabroek și Blocul 58 din Surinam. Termenul limită pentru forarea sondei a fost prelungit până la 21 noiembrie 2021.
Puțuri de urmărit în Surinam în 2021. Tullow Oil a forat sonda GVN-1 în Blocul 47 pe 24 ianuarie 2021. Ținta acestei sonde este o țintă dublă în turbidita Cretacicului Superior. Tullow a actualizat situația pe 18 martie, spunând că sonda a atins TD și a întâlnit un rezervor de înaltă calitate, dar a arătat cantități mici de petrol. Va fi interesant de văzut cum acest rezultat bun afectează viitoarele sonde NNE de la descoperirile Apache și Petronas până la blocurile 42, 53, 48 și 59.
La începutul lunii februarie, Total/Apache a forat o sondă de evaluare în Blocul 58, aparent pornind de la o descoperire din bloc. Ulterior, sonda de explorare Bonboni-1, situată în vârful nordic al Blocului 58, ar putea fi forată în acest an. Va fi interesant de văzut dacă carbonații Walker din Blocul 42 vor fi în viitor similari descoperirii Ranger-1 de la Stabroek.
Runda de licențiere din Surinam. Staatsolie a anunțat o rundă de licențiere 2020-2021 pentru opt licențe, care se extind de la Shoreline la Apache/Total Block 58. Camera de date virtuală se deschide pe 30 noiembrie 2020. Ofertele vor expira pe 30 aprilie 2021.
Planul de dezvoltare Starbrook. ExxonMobil și Hess au publicat detalii despre planurile lor de dezvoltare a zăcământului, care pot fi găsite în diverse locații, dar Ziua Investitorilor Hess din 8 decembrie 2018 este un bun punct de plecare. Liza este dezvoltată în trei faze, primul petrol apărând în 2020, la cinci ani de la descoperire, Figura 3. FPSO-urile asociate cu dezvoltarea submarină sunt un exemplu al încercării lor de a reduce costurile pentru a obține producție timpurie - și chiar prețuri - într-un moment în care prețurile țițeiului Brent sunt scăzute.
ExxonMobil a anunțat că intenționează să prezinte planurile pentru a patra dezvoltare majoră a Stabroek până la sfârșitul anului 2021.
o provocare. La puțin peste un an după prețurile negative istorice ale petrolului, industria și-a revenit, cu prețuri WTI de peste 65 USD, iar bazinul Guyana-Surinam apărând ca cea mai interesantă dezvoltare a anilor 2020. În zonă au fost documentate sonde de descoperire. Potrivit lui Westwood, aceasta reprezintă peste 75% din petrolul descoperit în ultimul deceniu și cel puțin 50% din gazele naturale găsite în capcanele stratigrafice clastice. douăzeci și unu
Cea mai mare provocare nu o reprezintă proprietățile rezervorului, deoarece atât roca, cât și fluidul par să aibă calitatea necesară. Nu este vorba de tehnologie, deoarece tehnologia pentru ape adânci a fost dezvoltată încă din anii 1980. Este probabil să se profite de această oportunitate de la bun început pentru a implementa cele mai bune practici din industrie în producția offshore. Acest lucru va permite agențiilor guvernamentale și sectorului privat să dezvolte reglementări și politici pentru a realiza un cadru ecologic și pentru a permite creșterea economică și socială în ambele țări.
Indiferent de situația, industria va urmări îndeaproape situația Guyana-Surinam cel puțin în acest an și în următorii cinci ani. În unele cazuri, există numeroase oportunități pentru guverne, investitori și companii de E&P de a participa la evenimente și activități, așa cum permite Covid. Acestea includ:
Endeavor Management este o firmă de consultanță în management care colaborează cu clienții pentru a obține valoare reală din inițiativele lor de transformare strategică. Endeavor menține o perspectivă duală asupra conducerii afacerii, oferind energie și acționând în același timp ca un catalizator pentru transformarea afacerii prin aplicarea principiilor cheie de leadership și a strategiilor de afaceri.
Experiența de 50 de ani a firmei a dus la un portofoliu vast de metodologii dovedite, care permit consultanților Endeavor să ofere strategii de transformare de top, excelență operațională, dezvoltare a leadershipului, asistență tehnică în consultanță și suport decizional. Consultanții Endeavor au perspective operaționale aprofundate și o vastă experiență în industrie, permițând echipei noastre să înțeleagă rapid companiile cliente și dinamica pieței.
Toate materialele sunt supuse legilor stricte privind drepturile de autor, vă rugăm să citiți Termenii și condițiile noastre, Politica privind modulele cookie și Politica de confidențialitate înainte de a utiliza acest site.