Tại khu vực đầy triển vọng này, các nhà điều hành hiện đang đối mặt với thách thức chuyển đổi từ mô hình thăm dò/đánh giá sang các phương pháp thực hành tốt nhất cho phát triển và sản xuất.
Những phát hiện gần đây tại lưu vực Guyana-Suriname cho thấy trữ lượng dầu mỏ ước tính hơn 10 tỷ thùng và hơn 30 nghìn tỷ feet khối khí tự nhiên.¹ Cũng như nhiều thành công trong ngành dầu khí, câu chuyện này bắt đầu bằng thành công ban đầu trong thăm dò trên đất liền, tiếp theo là một thời kỳ dài thất bại trong thăm dò từ bờ biển đến thềm lục địa, và cuối cùng là thành công ở vùng nước sâu.
Thành công cuối cùng là minh chứng cho sự kiên trì và thành công trong thăm dò của chính phủ Guyana và Suriname cùng các cơ quan dầu khí của họ, cũng như việc sử dụng các công ty dầu khí quốc tế (IOC) trong khu vực chuyển đổi từ châu Phi sang khu vực chuyển đổi liên kết ở Nam Mỹ. Các giếng khoan thành công ở lưu vực Guyana-Suriname là kết quả của sự kết hợp nhiều yếu tố, phần lớn liên quan đến công nghệ.
Trong 5 năm tới, khu vực này sẽ trở thành đỉnh cao của ngành dầu khí, với các mỏ đã được phát hiện sẽ chuyển sang giai đoạn đánh giá/phát triển; một số công ty thăm dò vẫn đang tiếp tục tìm kiếm các mỏ mới.
Thăm dò trên đất liền. Tại Suriname và Guyana, các mạch dầu đã được biết đến từ những năm 1800 đến những năm 1900. Việc thăm dò ở Suriname đã phát hiện dầu ở độ sâu 160 m trong khi khoan tìm nước tại một khuôn viên ở làng Kolkata.² Mỏ dầu Tambaredjo trên đất liền (dầu có hàm lượng 15-17 oAPI) được phát hiện vào năm 1968. Việc khai thác dầu đầu tiên bắt đầu vào năm 1982. Các mỏ dầu vệ tinh của Kolkata và Tambaredjo đã được bổ sung. Sản lượng ban đầu (STOOIP) của các mỏ này là 1 tỷ thùng dầu. Hiện tại, sản lượng của các mỏ này vào khoảng 16.000 thùng mỗi ngày.² Dầu thô của Petronas được chế biến tại nhà máy lọc dầu Tout Lui Faut với sản lượng hàng ngày là 15.000 thùng để sản xuất dầu diesel, xăng, dầu nhiên liệu và bitum.
Guyana không đạt được thành công tương tự trong việc thăm dò dầu khí trên đất liền; 13 giếng đã được khoan kể từ năm 1916, nhưng chỉ có hai giếng tìm thấy dầu.3 Việc thăm dò dầu khí trên đất liền vào những năm 1940 đã dẫn đến một nghiên cứu địa chất về lưu vực Takatu. Ba giếng đã được khoan từ năm 1981 đến năm 1993, tất cả đều khô hoặc không có giá trị thương mại. Các giếng này đã xác nhận sự hiện diện của đá phiến đen dày, thuộc kỷ Cenomanian-Turonian (được gọi là hệ tầng Canje), tương đương với hệ tầng La Luna ở Venezuela.
Venezuela có lịch sử phát triển mạnh mẽ về thăm dò và sản xuất dầu mỏ.⁴ Thành công trong khoan dầu bắt đầu từ năm 1908, đầu tiên là tại giếng Zumbaque 1 ở phía tây đất nước.⁵ Trong Chiến tranh thế giới thứ nhất và trong những năm 1920 và 1930, sản lượng từ hồ Maracaibo tiếp tục tăng. Tất nhiên, việc phát hiện ra cát dầu⁶ ở vành đai Orinoco vào năm 1936 đã có tác động lớn đến trữ lượng và tài nguyên dầu mỏ, đóng góp 78 tỷ thùng dầu dự trữ; mỏ này hiện đứng đầu Venezuela về trữ lượng. Tầng La Luna (Cenomanian-Turonian) là đá nguồn đẳng cấp thế giới cho hầu hết dầu mỏ.⁷ La Luna chịu trách nhiệm cho phần lớn dầu mỏ được phát hiện và sản xuất tại lưu vực Maracaibo và một số lưu vực khác ở Colombia, Ecuador và Peru. Đá nguồn được tìm thấy ngoài khơi Guyana và Suriname có đặc điểm tương tự và cùng tuổi với đá nguồn được tìm thấy ở La Luna.
Khai thác dầu khí ngoài khơi Guyana: Khu vực thềm lục địa. Công tác thăm dò trên thềm lục địa chính thức bắt đầu vào năm 1967 với 7 giếng Offshore-1 và -2 tại Guyana. Có một khoảng thời gian gián đoạn 15 năm trước khi giếng Arapaima-1 được khoan, tiếp theo là Horseshoe-1 vào năm 2000 và Eagle-1 cùng Jaguar-1 vào năm 2012. Sáu trong số chín giếng có dấu hiệu dầu hoặc khí; chỉ có giếng Abary-1, được khoan vào năm 1975, có dầu có thể chảy được (37 oAPI). Mặc dù việc không có bất kỳ phát hiện kinh tế nào là đáng thất vọng, nhưng những giếng này rất quan trọng vì chúng xác nhận rằng một hệ thống dầu khí hoạt động tốt đang sản xuất dầu.
Thăm dò dầu khí ngoài khơi Suriname: Khu vực thềm lục địa. Câu chuyện về thăm dò thềm lục địa của Suriname tương tự như của Guyana. Tổng cộng 9 giếng đã được khoan vào năm 2011, trong đó 3 giếng có dấu hiệu dầu khí; các giếng còn lại không có dầu. Một lần nữa, việc thiếu các phát hiện có giá trị kinh tế là điều đáng thất vọng, nhưng các giếng này xác nhận rằng một hệ thống dầu khí hoạt động tốt đang sản xuất dầu.
Năm 2003, giàn khoan ODP Leg 207 đã khoan năm vị trí trên dải Demerara Rise, ngăn cách lưu vực Guyana-Suriname với vùng biển ngoài khơi Guiana thuộc Pháp. Điều quan trọng là, cả năm giếng đều gặp cùng một tầng đá nguồn Canje Formation thuộc kỷ Cenomanian-Turonian, giống như các giếng ở Guyana và Suriname, xác nhận sự hiện diện của tầng đá nguồn La Luna.
Việc thăm dò thành công các vùng chuyển tiếp ven biển của châu Phi bắt đầu với việc phát hiện dầu Tullow vào năm 2007 tại mỏ Jubilee ở Ghana. Sau thành công đó vào năm 2009, khu phức hợp TEN được phát hiện ở phía tây Jubilee. Những thành công này đã thúc đẩy các quốc gia châu Phi xích đạo cấp phép thăm dò ở vùng nước sâu, và các công ty dầu khí đã nhanh chóng giành lấy các giấy phép này, dẫn đến hoạt động thăm dò từ Bờ Biển Ngà đến Liberia và Sierra Leone. Tuy nhiên, việc khoan thăm dò các mỏ dầu tương tự lại rất không thành công trong việc tìm kiếm trữ lượng kinh tế. Nhìn chung, càng đi về phía tây từ Ghana dọc theo các vùng chuyển tiếp ven biển của châu Phi, tỷ lệ thành công càng giảm.
Giống như hầu hết các thành công của Tây Phi ở Angola, Cabinda và vùng biển phía bắc, những thành công ở vùng nước sâu Ghana này khẳng định một khái niệm khai thác tương tự. Khái niệm phát triển dựa trên nguồn đá gốc đã trưởng thành đẳng cấp thế giới và hệ thống đường dẫn di chuyển liên quan. Tầng chứa chủ yếu là cát kênh sườn dốc, được gọi là trầm tích turbidite. Các bẫy được gọi là bẫy địa tầng và dựa vào các lớp chắn trên và bên (đá phiến). Bẫy cấu trúc rất hiếm. Các công ty dầu khí sớm phát hiện ra rằng, bằng cách khoan các giếng khô, họ cần phân biệt phản ứng địa chấn của đá sa thạch chứa hydrocarbon với đá sa thạch chứa hydrocarbon. Mỗi công ty dầu khí giữ bí mật chuyên môn kỹ thuật của mình về cách áp dụng công nghệ này. Mỗi giếng tiếp theo được sử dụng để điều chỉnh phương pháp này. Một khi được chứng minh, phương pháp này có thể giảm đáng kể rủi ro liên quan đến việc khoan các giếng thăm dò và phát triển cũng như các triển vọng mới.
Các nhà địa chất thường đề cập đến thuật ngữ “xu hướng địa chất”. Đó là một khái niệm đơn giản cho phép các nhà địa chất chuyển giao các ý tưởng thăm dò của họ từ lưu vực này sang lưu vực khác. Trong bối cảnh này, nhiều công ty dầu khí quốc tế (IOC) đã thành công ở Tây Phi và vùng chuyển tiếp châu Phi quyết tâm áp dụng các khái niệm này vào vùng rìa xích đạo Nam Mỹ (SAEM). Kết quả là, đến đầu năm 2010, công ty đã nhận được giấy phép cho các lô ngoài khơi nước sâu ở Guyana, Suriname và Guiana thuộc Pháp.
Được phát hiện vào tháng 9 năm 2011 bởi giếng khoan Zaedyus-1 ở độ sâu 2.000 m ngoài khơi Guiana thuộc Pháp, Tullow Oil là công ty đầu tiên tìm thấy trữ lượng hydrocarbon đáng kể tại SAEM. Tullow Oil thông báo rằng giếng khoan đã tìm thấy 72 m lớp trầm tích chứa dầu khí trong hai tầng trầm tích đục. Ba giếng thăm dò sẽ gặp phải lớp cát dày nhưng không có hydrocarbon thương mại.
Guyana thành công. ExxonMobil/Hess và cộng sự. Việc phát hiện giếng Liza-1 nổi tiếng (giếng Liza-1 số 12) đã được công bố vào tháng 5 năm 2015 trong khu vực cấp phép Stabroek ngoài khơi Guyana. Tầng chứa dầu là cát trầm tích turbidit kỷ Phấn trắng Thượng. Giếng Skipjack-1 tiếp theo được khoan vào năm 2016 đã không tìm thấy hydrocarbon có giá trị thương mại. Năm 2020, các đối tác của Stabroek đã công bố tổng cộng 18 phát hiện với tổng nguồn tài nguyên có thể khai thác được hơn 8 thùng dầu (ExxonMobil)! Các đối tác của Stabroek giải quyết các mối lo ngại về phản ứng địa chấn của các tầng chứa hydrocarbon so với các tầng chứa nước ngầm (Nhà đầu tư Hess, Ngày hội nhà đầu tư 2018 8). Các tầng đá nguồn có niên đại Albian sâu hơn đã được xác định trong một số giếng.
Điều thú vị là, ExxonMobil và các đối tác đã phát hiện dầu trong tầng chứa cacbonat của giếng Ranger-1 được công bố vào năm 2018. Có bằng chứng cho thấy đây là một tầng chứa cacbonat được hình thành trên đỉnh của một ngọn núi lửa sụt lún.
Việc phát hiện mỏ Haimara-18 được công bố vào tháng 2 năm 2019, là một mỏ khí ngưng tụ trong tầng chứa chất lượng cao sâu 63 m. Haimara-1 nằm giáp ranh giới giữa Stabroek ở Guyana và Lô 58 ở Suriname.
Công ty Tullow và các cộng sự (giấy phép Orinduik) đã thực hiện hai phát hiện trong khu vực kênh dốc Stabroek:
Ngày 17 tháng 11 năm 2020, ExxonMobil và đối tác (khối Kaieteur) thông báo rằng giếng Tanager-1 là một phát hiện nhưng được coi là không có giá trị thương mại. Giếng này tìm thấy 16 m dầu thô trong các tầng cát Maastrichtian chất lượng cao, nhưng phân tích chất lỏng cho thấy dầu nặng hơn so với mỏ Liza. Các tầng chứa dầu chất lượng cao hơn được phát hiện ở các tầng Santonian và Turonian sâu hơn. Dữ liệu vẫn đang được đánh giá.
Ngoài khơi Suriname, ba giếng thăm dò nước sâu được khoan từ năm 2015 đến năm 2017 đều là giếng khô. Apache đã khoan hai giếng khô (Popokai-1 và Kolibrie-1) ở Lô 53 và Petronas đã khoan một giếng khô Roselle-1 ở Lô 52, Hình 2.
Ngoài khơi Suriname, Tullow đã thông báo vào tháng 10 năm 2017 rằng giếng Araku-1 không có đá chứa dầu khí đáng kể, nhưng đã chứng minh sự hiện diện của khí ngưng tụ.¹¹ Giếng được khoan với các dị thường biên độ địa chấn đáng kể. Kết quả từ giếng này chứng minh rõ ràng rủi ro/sự không chắc chắn xung quanh các dị thường biên độ và minh họa sự cần thiết của dữ liệu từ giếng, bao gồm dữ liệu lõi, để giải quyết các vấn đề về độ phân giải địa chấn.
Năm 2018, Kosmos đã khoan hai giếng không có dầu (Anapai-1 và Anapai-1A) tại Lô 45 và giếng không có dầu Pontoenoe-1 tại Lô 42.
Rõ ràng, vào đầu năm 2019, triển vọng đối với vùng biển sâu của Suriname khá ảm đạm. Nhưng tình hình này sắp được cải thiện đáng kể!
Đầu tháng 1 năm 2020, tại Lô 58 ở Suriname, Apache/Total17 đã thông báo phát hiện dầu tại giếng thăm dò Maka-1, được khoan vào cuối năm 2019. Maka-1 là phát hiện đầu tiên trong bốn phát hiện liên tiếp mà Apache/Total sẽ công bố trong năm 2020 (các nhà đầu tư của Apache). Mỗi giếng đều gặp các tầng chứa dầu Campania và Santonia xếp chồng lên nhau, cũng như các tầng chứa hydrocarbon ngưng tụ riêng biệt. Theo báo cáo, chất lượng của tầng chứa này rất tốt. Total sẽ trở thành nhà điều hành của Lô 58 vào năm 2021. Một giếng thẩm định đang được khoan.
Petronas18 đã thông báo về việc phát hiện dầu tại giếng Sloanea-1 vào ngày 11 tháng 12 năm 2020. Dầu được tìm thấy trong một số tầng cát Campania. Lô 52 là một khu vực kéo dài về phía đông so với khu vực mà Apache đã tìm thấy ở Lô 58.
Khi các hoạt động thăm dò và đánh giá tiếp tục diễn ra trong năm 2021, sẽ có nhiều triển vọng đáng chú ý trong khu vực.
Các giếng dầu khí đáng chú ý ở Guyana trong năm 2021. ExxonMobil và các đối tác (Khối Canje)19 vừa thông báo vào ngày 3 tháng 3 năm 2021 rằng giếng Bulletwood-1 là giếng khô, nhưng kết quả cho thấy hệ thống dầu khí vẫn hoạt động trong khối này. Các giếng tiếp theo trong khối Canje dự kiến ​​sẽ được khoan vào quý 1 năm 2021 (Jabillo-1) và quý 2 năm 2021 (Sapote-1).20
ExxonMobil và các đối tác trong khu vực Stabroek dự định khoan giếng Krobia-1 cách mỏ Liza 16 dặm về phía đông bắc. Sau đó, giếng Redtail-1 sẽ được khoan cách mỏ Liza 12 dặm về phía đông.
Tại khu vực Corentyne (CGX và các khu vực khác), một giếng khoan có thể được tiến hành vào năm 2021 để thăm dò triển vọng Kawa thuộc kỷ Santon. Đây là xu hướng chung đối với biên độ Santon, với tuổi tương tự được tìm thấy ở Stabroek và khu vực Suriname Block 58. Thời hạn khoan giếng đã được gia hạn đến ngày 21 tháng 11 năm 2021.
Các giếng dầu khí đáng chú ý ở Suriname năm 2021. Công ty Tullow Oil đã khoan giếng GVN-1 tại Lô 47 vào ngày 24 tháng 1 năm 2021. Mục tiêu của giếng này là mục tiêu kép trong tầng trầm tích turbidit Thượng kỷ Phấn trắng. Tullow đã cập nhật tình hình vào ngày 18 tháng 3, cho biết giếng đã đạt đến độ sâu cuối cùng (TD) và gặp phải tầng chứa dầu chất lượng cao, nhưng chỉ phát hiện một lượng dầu nhỏ. Sẽ rất thú vị để xem kết quả tốt này ảnh hưởng như thế nào đến các giếng NNE trong tương lai từ các mỏ Apache và Petronas đến các lô 42, 53, 48 và 59.
Đầu tháng Hai, Total/Apache đã khoan một giếng thăm dò tại Lô 58, dường như hướng lên từ một phát hiện trong lô này. Sau đó, giếng thăm dò Bonboni-1 ở cực bắc của Lô 58 có thể sẽ được khoan trong năm nay. Sẽ rất thú vị để xem liệu các tầng đá vôi Walker ở Lô 42 trong tương lai có giống như phát hiện Ranger-1 tại Stabroek hay không.
Vòng cấp phép khai thác dầu khí tại Suriname. Cơ quan quản lý dầu khí quốc gia Suriname (Staatsolie) đã thông báo vòng cấp phép năm 2020-2021 cho tám giấy phép trải dài từ khu vực Shoreline đến khu vực Apache/Total Block 58. Phòng đấu thầu trực tuyến sẽ mở cửa vào ngày 30 tháng 11 năm 2020. Hạn chót nộp hồ sơ dự thầu là ngày 30 tháng 4 năm 2021.
Kế hoạch phát triển Starbrook. ExxonMobil và Hess đã công bố chi tiết kế hoạch phát triển mỏ của họ, có thể tìm thấy ở nhiều nơi, nhưng Ngày hội Nhà đầu tư của Hess ngày 8 tháng 12 năm 2018 là một nơi tốt để bắt đầu. Mỏ Liza đang được phát triển theo ba giai đoạn, với sản lượng dầu đầu tiên xuất hiện vào năm 2020, năm năm sau khi được phát hiện (Hình 3). Các giàn FPSO liên quan đến phát triển dưới đáy biển là một ví dụ về nỗ lực cắt giảm chi phí để có được sản lượng sớm — và thậm chí cả giá cả — vào thời điểm giá dầu Brent thấp.
ExxonMobil thông báo rằng họ dự định đệ trình kế hoạch cho dự án phát triển lớn thứ tư tại Stabroek vào cuối năm 2021.
Thách thức. Chỉ hơn một năm sau khi giá dầu giảm xuống mức âm lịch sử, ngành công nghiệp đã phục hồi, với giá dầu WTI trên 65 đô la, và lưu vực Guyana-Suriname nổi lên như một dự án phát triển thú vị nhất của thập kỷ 2020. Các giếng thăm dò đã được ghi nhận trong khu vực. Theo Westwood, khu vực này chiếm hơn 75% lượng dầu được phát hiện trong thập kỷ qua và ít nhất 50% lượng khí tự nhiên được tìm thấy trong các bẫy địa tầng trầm tích.
Thách thức lớn nhất không phải là đặc tính của mỏ dầu khí, vì cả đá và chất lỏng dường như đều đáp ứng được yêu cầu. Cũng không phải là công nghệ vì công nghệ khai thác dầu khí ở vùng nước sâu đã được phát triển từ những năm 1980. Có khả năng đây sẽ là cơ hội để ngay từ đầu áp dụng những thực tiễn tốt nhất trong ngành sản xuất ngoài khơi. Điều này sẽ cho phép các cơ quan chính phủ và khu vực tư nhân xây dựng các quy định và chính sách để tạo ra một khuôn khổ thân thiện với môi trường và thúc đẩy tăng trưởng kinh tế và xã hội ở cả hai quốc gia.
Dù sao đi nữa, ngành công nghiệp sẽ theo dõi sát sao Guyana-Suriname ít nhất trong năm nay và năm năm tới. Trong một số trường hợp, có nhiều cơ hội cho chính phủ, nhà đầu tư và các công ty thăm dò và khai thác tham gia vào các sự kiện và hoạt động khi dịch Covid cho phép. Những hoạt động này bao gồm:
Endeavor Management là một công ty tư vấn quản lý hợp tác với khách hàng để hiện thực hóa giá trị thực sự từ các sáng kiến ​​chuyển đổi chiến lược của họ. Endeavor duy trì quan điểm kép về điều hành doanh nghiệp bằng cách cung cấp năng lượng, đồng thời đóng vai trò là chất xúc tác để chuyển đổi doanh nghiệp bằng cách áp dụng các nguyên tắc lãnh đạo và chiến lược kinh doanh quan trọng.
Với bề dày 50 năm kinh nghiệm, công ty đã tích lũy được một danh mục rộng lớn các phương pháp đã được chứng minh, cho phép các chuyên gia tư vấn của Endeavor cung cấp các chiến lược chuyển đổi hàng đầu, sự xuất sắc trong vận hành, phát triển lãnh đạo, hỗ trợ kỹ thuật tư vấn và hỗ trợ ra quyết định. Các chuyên gia tư vấn của Endeavor có hiểu biết sâu sắc về hoạt động và kinh nghiệm rộng khắp trong nhiều ngành, giúp đội ngũ của chúng tôi nhanh chóng hiểu được các công ty khách hàng và động lực thị trường.
Tất cả tài liệu đều tuân thủ nghiêm ngặt luật bản quyền, vui lòng đọc Điều khoản và Điều kiện, Chính sách Cookie và Chính sách Bảo mật của chúng tôi trước khi sử dụng trang web này.