I denna lovande region utmanas nu operatörerna att övergå från en prospekterings-/bedömningsmodell till bästa praxis för utveckling och produktion.
Nyligen genomförda upptäckter i Guyana-Surinambäckenet visar på uppskattningsvis 10+ fat oljeresurser och över 30 Tcf naturgas.1 Liksom med många framgångar inom olja och gas är detta en historia som börjar med tidiga framgångar inom prospektering på land, följt av en lång period av besvikelser inom prospektering från kust till hylla, vilket kulminerar i framgångar på djupt vatten.
Den slutliga framgången är ett bevis på den uthållighet och prospekteringsframgång som regeringarna i Guyana och Surinam och deras oljemyndigheter har haft, samt användningen av IOC:er (International Oil Commercial Commercials) i den afrikanska omvandlingsgränsen till den konjugerade sydamerikanska omvandlingsgränsen. Framgångsrika brunnar i Guyana-Surinam-bäckenet är resultatet av en kombination av faktorer, varav de flesta är teknikrelaterade.
Under de kommande fem åren kommer detta område att vara toppen av olje- och gasindustrin, där befintliga fyndigheter blir ett utvärderings-/utvecklingsområde; flera utforskare söker fortfarande efter fyndigheter.
Prospektering på land. I Surinam och Guyana var oljeläckor kända från 1800-talet till 1900-talet. Prospektering i Surinam upptäckte olja på 160 m djup under borrning efter vatten på ett campus i byn Kolkata.2 Det landbaserade Tambaredjo-fältet (15-17 oAPI-olja) upptäcktes 1968. Den första oljan började 1982. Satellitoljefält till Kolkata och Tambaredjo lades till. Den ursprungliga STOOIP för dessa fält är 1 Bbl olja. För närvarande är produktionen från dessa fält cirka 16 000 fat per dag.2 Petronas råolja bearbetas vid Tout Lui Faut-raffinaderiet med en daglig produktion på 15 000 fat för produktion av diesel, bensin, eldningsolja och bitumen.
Guyana har inte haft samma framgång på land; 13 brunnar har borrats sedan 1916, men endast två har sett olja.3 Oljeprospektering på land på 1940-talet resulterade i en geologisk studie av Takatu-bäckenet. Tre brunnar borrades mellan 1981 och 1993, alla torra eller icke-kommersiella. Brunnarna bekräftade närvaron av tjock svart skiffer, den kenomanska-turoniska eran (känd som Canje Fm), motsvarande La Luna-formationen i Venezuela.
Venezuela har en blomstrande historia av oljeprospektering och -produktion.4 Borrningsframgångarna går tillbaka till 1908, först vid Zumbaque 1-brunnen i västra delen av landet.5 Under första världskriget och under 1920- och 1930-talen fortsatte produktionen från Maracaibo-sjön att öka. Upptäckten av tjärsand 6 i Orinoco-bältet 1936 hade naturligtvis en stor inverkan på oljereserverna och -resurserna och bidrog med 78 fat oljereserver. Denna reservoar rankar Venezuelas nuvarande nummer ett i reserver. La Luna-formationen (cenomansk-turonisk) är den världsledande källbergarten för det mesta av oljan. La Luna 7 står för det mesta av den olja som upptäckts och producerats i Maracaibo-bäckenet och flera andra bassänger i Colombia, Ecuador och Peru. Källbergartarna som finns utanför Guyana och Surinam har liknande egenskaper och är av samma ålder som de som finns i La Luna.
Offshore-oljeprospektering i Guyana: Kontinentalsockelområdet. Prospekteringsarbetet på kontinentalsockeln började officiellt 1967 med 7 brunnar, Offshore-1 och -2 i Guyana. Det var ett 15-årigt uppehåll innan Arapaima-1 borrades, följt av Horseshoe-1 år 2000 och Eagle-1 och Jaguar-1 år 2012. Sex av de nio brunnarna har olje- eller gasfynd; endast Abary-1, som borrades 1975, har flytande olja (37 oAPI). Även om avsaknaden av ekonomiska upptäckter är en besvikelse, är dessa brunnar viktiga eftersom de bekräftar att ett välfungerande oljesystem producerar olja.
Oljeprospektering utanför Surinam: Kontinentalsockelområdet. Historien om Surinames kontinentalsockelprospektering speglar Guyanas. Totalt 9 brunnar borrades under 2011, varav 3 visade oljefynd; de andra var uttorkade. Återigen är bristen på ekonomiska upptäckter en besvikelse, men brunnarna bekräftar att ett välfungerande oljesystem producerar olja.
ODP-borrningen Ben 207 genomförde fem borrplatser år 2003 på Demerara Rise, som skiljer Guyana-Suriname-bäckenet från Franska Guyana till havs. Viktigt är att alla fem brunnar påträffade samma källbergart från den cenomansk-turoniska Canje-formationen, som hittades i Guyana- och Surinamburnarna, vilket bekräftar närvaron av källbergarten La Luna.
Den framgångsrika utforskningen av Afrikas övergångsområden började med upptäckten av Tullow-olja 2007 vid Jubilee-fältet i Ghana. Efter dess framgång 2009 upptäcktes TEN-komplexet väster om Jubilee. Dessa framgångar har fått ekvatorialafrikanska nationer att erbjuda djuphavslicenser, som oljebolag har annekterat, vilket lett till prospektering från Elfenbenskusten till Liberia och Sierra Leone. Tyvärr har borrning efter samma typer av områden varit mycket misslyckad med att hitta ekonomisk ackumulering. I allmänhet, ju längre västerut man kommer från Ghana längs utkanten av Afrikas övergångsområde, desto mer sjunker framgångsgraden.
Precis som med de flesta av Västafrikas framgångar i Angola, Cabinda och de norra haven, bekräftar dessa djuphavsframgångar i Ghana ett liknande spelkoncept. Utvecklingskonceptet är baserat på en mogen källbergart i världsklass och tillhörande migrationsvägssystem. Reservoaren består huvudsakligen av sluttande kanalsand, kallad turbidit. Fällor kallas stratigrafiska fällor och förlitar sig på solida topp- och sidoförseglingar (skiffer). Strukturella fällor är sällsynta. Oljebolag upptäckte tidigt att de, genom att borra torra hål, behövde skilja de seismiska reaktionerna från kolvätehaltiga sandstenar från våta sandstenar. Varje oljebolag håller sin tekniska expertis om hur man tillämpar tekniken hemlig. Varje efterföljande brunn användes för att justera denna metod. När den väl har bevisats kan denna metod avsevärt minska riskerna i samband med borrning, utvärdering och utveckling av brunnar och nya prospekt.
Geologer hänvisar ofta till termen "trendologi". Det är ett enkelt koncept som gör det möjligt för geologer att överföra sina prospekteringsidéer från en bassäng till en annan. I detta sammanhang är många IOC:er som har haft framgång i Västafrika och den afrikanska övergångsgränsen fast beslutna att tillämpa dessa koncept på den sydamerikanska ekvatorialgränsen (SAEM). Som ett resultat hade företaget i början av 2010 erhållit licenser för djuphavsblock till havs i Guyana, Surinam och Franska Guyana.
Tullow Oil upptäcktes i september 2011 genom borrning av Zaedyus-1 på ett djup av 2 000 m utanför Franska Guyana och var det första företaget att hitta betydande kolväten i SAEM. Tullow Oil meddelade att brunnen hittade 72 m nettoavkastningsfläktar i två turbiditer. Tre utvärderingsbrunnar kommer att påträffa tjock sand men inga kommersiella kolväten.
Guyana lyckas. ExxonMobil/Hess et al. Upptäckten av den numera berömda Liza-1-brunnen (Liza-1 Brunn 12) tillkännagavs i maj 2015 i Stabroek-licensen utanför Guyana. Turbiditsanden från övre kritaperioden är reservoaren. Uppföljningsbrunnen Skipjack-1 som borrades 2016 hittade inga kommersiella kolväten. År 2020 tillkännagav Stabroeks partners totalt 18 fyndigheter med en total utvinningsbar resurs på över 8 fat olja (ExxonMobil)! Stabroek Partners tar upp oro kring seismisk respons från kolväteförande reservoarer kontra akviferreservoarer (Hess Investor, Investor Day 2018 8). Djupare källbergarter av Albian-åldern har identifierats i vissa brunnar.
Intressant nog upptäckte ExxonMobil och dess partners olja i karbonatreservoaren från Ranger-1-brunnen som tillkännagavs 2018. Det finns bevis för att detta är en karbonatreservoar som byggts upp ovanpå en sänkt vulkan.
Fyndet Haimara-18 tillkännagavs i februari 2019 som ett kondensatfynd i en 63 meter högkvalitativ reservoar. Haimara-1 gränsar till Stabroek i Guyana och Block 58 i Surinam.
Tullow och partners (Orinduik-licensen) gjorde två fynd i Stabroeks rampkanalfyndighet:
ExxonMobil och dess partner (Kaieteur-blocket) meddelade den 17 november 2020 att Tanager-1-brunnen var en upptäckt men ansågs vara icke-kommersiell. Brunnen påträffade 16 m nettoolja i högkvalitativ Maastrichtian-sand, men vätskeanalys indikerade tyngre olja än i Liza-utbyggnaden. Högkvalitativa reservoarer upptäcktes i de djupare Santonian- och Turonian-formationerna. Data utvärderas fortfarande.
Offshore Surinam borrades tre djuphavsprospekteringsbrunnar mellan 2015 och 2017 torra brunnar. Apache borrade två torra hål (Popokai-1 och Kolibrie-1) i Block 53 och Petronas borrade ett torrt hål för Roselle-1 i Block 52, figur 2.
Offshore Surinam meddelade Tullow i oktober 2017 att Araku-1-brunnen inte hade några betydande reservoarbergarter, men påvisade förekomst av gaskondensat.11 Brunnen borrades med betydande seismiska amplitudanomalier. Resultaten från denna brunn visar tydligt risken/osäkerheten kring amplitudanomalier och illustrerar behovet av data från brunnen, inklusive kärndata, för att lösa problem med seismiska upplösningar.
Kosmos borrade två torra hål (Anapai-1 och Anapai-1A) i Block 45 år 2018-16, och det torra hålet Pontoenoe-1 i Block 42.
Det är uppenbart att utsikterna för Surinams djuphav är dystra i början av 2019. Men situationen är på väg att förbättras dramatiskt!
I början av januari 2020, på Block 58 i Surinam, tillkännagav Apache/Total17 upptäckten av olja vid prospekteringsbrunnen Maka-1, som borrades i slutet av 2019. Maka-1 är den första av fyra på varandra följande upptäckter som Apache/Total kommer att tillkännage under 2020 (Apache-investerare). Varje brunn påträffade staplade Campania- och Santonia-reservoarer, samt separata kolvätekondensatreservoarer. Enligt rapporter är reservoarens kvalitet mycket god. Total kommer att bli operatör för Block 58 under 2021. En utvärderingsbrunn borras.
Petronas18 tillkännagav upptäckten av olja vid Sloanea-1-brunnen den 11 december 2020. Olja hittades i flera sanddyner i Kampanien. Block 52 är en trend och österut som Apache hittade i Block 58.
I takt med att prospektering och utvärderingar fortsätter under 2021 kommer det att finnas många potentiella områden att hålla koll på.
Brunnar i Guyana att hålla koll på under 2021. ExxonMobil och partners (Canje-blocket)19 meddelade just den 3 mars 2021 att Bulletwood-1-brunnen var en torr brunn, men resultaten indikerade ett fungerande oljesystem i blocket. Uppföljningsbrunnar i Canje-blocket är preliminärt planerade till första kvartalet 2021 (Jabillo-1) och andra kvartalet 2021 (Sapote-1).20
ExxonMobil och partners i Stabroek-blocket planerar att borra Krobia-1-brunnen 26 kilometer nordost om Liza-fältet. Därefter kommer Redtail-1-brunnen att borras 19 kilometer öster om Liza-fältet.
Vid Corentyne-blocket (CGX et al) kan en brunn borras under 2021 för att testa Santonian Kawa-prospektet. Detta är en trend för Santonian-amplituder, med liknande åldrar i Stabroek och Suriname Block 58. Tidsfristen för att borra brunnen förlängdes till den 21 november 2021.
Brunnar i Surinam att hålla koll på under 2021. Tullow Oil borrade GVN-1-brunnen i Block 47 den 24 januari 2021. Målet för denna brunn är ett dubbelt mål i turbiditen från övre kritaperioden. Tullow uppdaterade situationen den 18 mars och sa att brunnen nådde TD och påträffade en reservoar av hög kvalitet, men visade små mängder olja. Det ska bli intressant att se hur detta goda resultat påverkar framtida NNE-brunnar från Apache- och Petronas-fyndigheterna till blocken 42, 53, 48 och 59.
I början av februari borrade Total/Apache en utvärderingsbrunn i Block 58, tydligen efter en upptäckt i blocket. Därefter kan prospekteringsbrunnen Bonboni-1 vid den nordligaste spetsen av Block 58 borras i år. Det ska bli intressant att se om Walker-karbonaterna i Block 42 i framtiden kommer att likna Ranger-1-fyndigheten vid Stabroek.
Licensrunda i Surinam. Staatsolie har tillkännagivit en licensrunda för 2020-2021 för åtta licenser som sträcker sig från Shoreline till Apache/Total Block 58. Det virtuella datarummet öppnar den 30 november 2020. Buden löper ut den 30 april 2021.
Starbrooks utvecklingsplan. ExxonMobil och Hess har publicerat detaljer om sina fältutvecklingsplaner, vilka finns på olika platser, men Hess Investor Day den 8 december 2018 är en bra plats att börja. Liza utvecklas i tre faser, med den första oljan som dyker upp 2020, fem år efter upptäckten, figur 3. FPSO:er i samband med undervattensutveckling är ett exempel på deras försök att sänka kostnaderna för att få tidig produktion – och jämna ut priser – i en tid då Brent-råoljapriserna är låga.
ExxonMobil meddelade att de planerar att lämna in planer för Stabroeks fjärde stora utvecklingsprojekt i slutet av 2021.
utmaning. Drygt ett år efter historiskt negativa oljepriser har industrin återhämtat sig, med WTI-priser över 65 dollar, och Guyana-Suriname-bäckenet framstår som den mest spännande utvecklingen under 2020-talet. Upptäcktsbrunnar har dokumenterats i området. Enligt Westwood representerar det mer än 75 % av den olja som upptäckts under det senaste decenniet och minst 50 % av den naturgas som finns i klastiska stratigrafiska fällor. tjugoett
Den största utmaningen är inte reservoaregenskaperna, eftersom både berget och vätskan verkar ha den kvalitet som krävs. Det är inte teknik eftersom djuphavsteknik har utvecklats sedan 1980-talet. Det är troligt att man kommer att ta tillfället i akt från början att implementera bästa praxis inom branschen för offshoreproduktion. Detta kommer att göra det möjligt för myndigheter och den privata sektorn att utveckla regler och policyer för att uppnå ett miljövänligt ramverk och möjliggöra ekonomisk och social tillväxt i båda länderna.
Oavsett kommer branschen att följa Guyana-Surinam noga under åtminstone i år och de kommande fem åren. I vissa fall finns det många möjligheter för regeringar, investerare och E&P-företag att delta i evenemang och aktiviteter i takt med att Covid tillåter. Dessa inkluderar:
Endeavor Management är ett managementkonsultföretag som samarbetar med kunder för att realisera verkligt värde från deras strategiska transformationsinitiativ. Endeavor har ett dubbelt perspektiv på att driva verksamheten genom att ge energi samtidigt som de fungerar som en katalysator för att transformera verksamheten genom att tillämpa viktiga ledarskapsprinciper och affärsstrategier.
Företagets 50-åriga arv har resulterat i en omfattande portfölj av beprövade metoder som gör det möjligt för Endeavours konsulter att leverera förstklassiga transformationsstrategier, operativ excellens, ledarskapsutveckling, teknisk konsultstöd och beslutsstöd. Endeavours konsulter har djupa operativa insikter och bred branscherfarenhet, vilket gör att vårt team snabbt kan förstå våra kundföretag och marknadsdynamiken.
Allt material omfattas av strikt upphovsrättslagar, vänligen läs våra villkor, cookiepolicy och integritetspolicy innan du använder denna webbplats.