Tại khu vực đầy hứa hẹn này, các nhà khai thác hiện đang phải đối mặt với thách thức chuyển đổi từ mô hình thăm dò/đánh giá sang các phương pháp hay nhất để phát triển và sản xuất.
Những khám phá gần đây tại lưu vực Guyana-Suriname cho thấy ước tính có hơn 10 tỷ thùng dầu và hơn 30 nghìn tỷ feet khối khí đốt tự nhiên.1 Cũng giống như nhiều thành công về dầu khí khác, đây là câu chuyện bắt đầu bằng thành công ban đầu trong thăm dò trên bờ, sau đó là giai đoạn kéo dài thất vọng trong thăm dò từ bờ biển đến thềm lục địa, rồi lên đến đỉnh điểm 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 mỏ của họ và việc sử dụng IOC trong khu vực chuyển đổi từ châu Phi sang khu vực chuyển đổi liên hợp ở Nam Mỹ. Các giếng thành công ở lưu vực Guyana-Suriname là kết quả của sự kết hợp nhiều yếu tố, phần lớn trong số đó liên quan đến công nghệ.
Trong 5 năm tới, khu vực này sẽ là đỉnh cao của dầu khí, với những khám phá hiện có đang trở thành khu vực đánh giá/phát triển; một số nhà thám hiểm vẫn đang tìm kiếm những khám phá mới.
Thăm dò trên bờ. Ở Suriname và Guyana, các vết rò rỉ dầu đã được biết đến từ những năm 1800 đến những năm 1900. Hoạt động thăm dò ở Suriname đã phát hiện ra dầu ở độ sâu 160 m trong khi khoan tìm nước tại một khuôn viên trường ở làng Kolkata.2 Mỏ Tambaredjo trên bờ (dầu 15-17 oAPI) được phát hiện vào năm 1968. Dầu đầu tiên bắt đầu vào năm 1982. Các mỏ dầu vệ tinh đến Kolkata và Tambaredjo đã được bổ sung. STOOIP ban đầu cho các mỏ này là dầu 1 Bbbl. Hiện tại, sản lượng của các mỏ này là khoảng 16.000 thùng mỗi ngày.2 Dầu thô của Petronas được xử lý 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 có được thành công tương tự trên bờ; 13 giếng đã được khoan kể từ năm 1916, nhưng chỉ có hai giếng cho thấy có dầu.3 Hoạt động thăm dò dầu trên bờ 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 là giếng khô hoặc không thương mại. Các giếng đã xác nhận sự hiện diện của đá phiến đen dày, tuổi Cenomanian-Turonian (được gọi là Canje Fm), tương đương với Đội hình La Luna ở Venezuela.
Venezuela có lịch sử khai thác và sản xuất dầu mỏ phát triển mạnh mẽ.4 Thành công trong khoan bắt đầu từ năm 1908, đầu tiên là tại giếng Zumbaque 1 ở phía tây đất nước, 5 Trong Thế chiến thứ nhất và trong những năm 1920 và 1930, sản lượng từ Hồ Maracaibo tiếp tục tăng.Tất nhiên, việc phát hiện ra cát hắc ín 6 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 trữ lượng dầu; hồ chứa này xếp hạng trữ lượng số một hiện tại của Venezuela.Đột biến La Luna (Cenomanian-Turonian) là đá nguồn đẳng cấp thế giới cho hầu hết lượng dầu.La Luna7 chịu trách nhiệm cho hầu hết lượng dầu được phát hiện và sản xuất ở lưu vực Maracaibo và một số lưu vực khác ở Colombia, Ecuador và Peru.Các loại đá nguồn được tìm thấy ngoài khơi Guyana và Suriname có đặc điểm tương tự và có cùng độ tuổi với những loại đá được tìm thấy ở La Luna.
Khai thác dầu ngoài khơi tại 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 cách 15 năm trước khi Arapaima-1 được khoan, tiếp theo là Horseshoe-1 vào năm 2000 và Eagle-1 và Jaguar-1 vào năm 2012. Sáu trong số chín giếng có biểu hiện dầu khí; chỉ có Abary-1, được khoan vào năm 1975, có dầu chảy (37 oAPI). Mặc dù việc không có bất kỳ phát hiện kinh tế nào là điều đáng thất vọng, nhưng những giếng này rất quan trọng vì chúng xác nhận rằng một hệ thống dầu hoạt động tốt đang sản xuất dầu.
Thăm dò dầu khí ngoài khơi Suriname: Khu vực thềm lục địa. Câu chuyện thăm dò thềm lục địa của Suriname phản ánh câu chuyện của Guyana. Tổng cộng có 9 giếng được khoan vào năm 2011, 3 trong số đó có dấu hiệu dầu; những giếng còn lại thì khô cạn. Một lần nữa, việc thiếu các phát hiện kinh tế thật đáng thất vọng, nhưng các giếng xác nhận rằng một hệ thống dầu mỏ hoạt động tốt đang sản xuất dầu.
ODP Leg 207 đã khoan năm địa điểm vào năm 2003 tại Demerara Rise, nơi phân cách lưu vực Guyana-Suriname với vùng ngoài khơi Guiana thuộc Pháp. Điều quan trọng là cả năm giếng đều gặp cùng một loại đá mẹ thuộc hệ tầng Cenomanian-Turonian Canje được tìm thấy trong các giếng ở Guyana và Suriname, xác nhận sự hiện diện của đá mẹ La Luna.
Việc thăm dò thành công các vùng rìa chuyển tiếp của Châu Phi bắt đầu với việc phát hiện ra dầu Tullow vào năm 2007 tại mỏ Jubilee ở Ghana. Tiếp theo thành công vào năm 2009, khu phức hợp TEN đã được phát hiện ở phía tây Jubilee. Những thành công này đã thúc đẩy các quốc gia châu Phi xích đạo cung cấp giấy phép khai thác nước sâu, mà các công ty dầu mỏ đã sáp nhập, thúc đẩy hoạt động thăm dò từ Côte d'Ivoire đến Liberia đến Sierra Leone. Thật không may, việc khoan tìm các loại vỉa tương tự này đã không thành công trong việc tìm kiếm sự tích lũy kinh tế. Nhìn chung, bạn càng đi về phía tây từ Ghana dọc theo rìa vùng chuyển tiếp của Châu Phi thì tỷ lệ thành công càng giảm.
Giống như hầu hết các thành công của Tây Phi ở Angola, Cabinda và các vùng biển phía bắc, những thành công ở vùng nước sâu Ghana này xác nhận một khái niệm chơi game tương tự. Khái niệm phát triển dựa trên một loại đá nguồn trưởng thành đẳng cấp thế giới và hệ thống đường di cư liên quan. Bể chứa chủ yếu là cát kênh dốc, được gọi là turbidite. Bẫy được gọi là bẫy địa tầng và dựa vào các lớp niêm phong rắn ở trên cùng và bên hông (đá phiến sét). Bẫy cấu trúc rất hiếm. Các công ty dầu mỏ đã phát hiện ra từ sớm rằng, bằng cách khoan các lỗ khô, họ cần phân biệt các phản ứng địa chấn của đá sa thạch chứa hydrocarbon với đá sa thạch ướt. Mỗi công ty dầu mỏ đều giữ bí mật chuyên môn kỹ thuật của mình về cách áp dụng công nghệ. Mỗi giếng tiếp theo được sử dụng để điều chỉnh phương pháp này. Khi đã được chứng minh, phương pháp này có thể giảm đáng kể các rủi ro liên quan đến việc đánh giá khoan và phát triển các giếng cũng như các triển vọng mới.
Các nhà địa chất thường nhắc đến thuật ngữ “xu hướng học”. Đây là một khái niệm đơn giản cho phép các nhà địa chất chuyển các ý tưởng thăm dò của họ từ lưu vực này sang lưu vực khác. Trong bối cảnh này, nhiều IOC đã thành công ở Tây Phi và vùng rìa chuyển tiếp của Châu Phi quyết tâm áp dụng các khái niệm này vào Rìa xích đạo Nam Mỹ (SAEM). Kết quả là, đến đầu năm 2010, công ty đã có 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 bằng cách khoan Zaedyus-1 ở độ sâu 2.000 m ngoài khơi Guiana thuộc Pháp, Tullow Oil là công ty đầu tiên tìm thấy hydrocarbon đáng kể trong SAEM. Tullow Oil thông báo rằng giếng đã tìm thấy 72 m quạt có trữ lượng ròng trong hai khối đục. Ba giếng thẩm định sẽ gặp cát dày nhưng không có hydrocarbon thương mại.
Guyana thành công. ExxonMobil/Hess và cộng sự. Việc phát hiện ra Giếng Liza-1 hiện nổi tiếng (Giếng Liza-1 12) đã được công bố vào tháng 5 năm 2015 theo giấy phép Stabroek ngoài khơi Guyana. Cát turbidite kỷ Phấn trắng muộn là bể chứa. Giếng Skipjack-1 tiếp theo được khoan vào năm 2016 đã không tìm thấy hydrocarbon thương mại. Vào năm 2020, các đối tác của Stabroek đã công bố tổng cộng 18 phát hiện với tổng tài nguyên có thể thu hồi hơn 8 thùng dầu (ExxonMobil)! Stabroek Partners giải quyết những lo ngại về phản ứng địa chấn của các bể chứa hydrocarbon so với bể chứa tầng chứa nước (Hess Investor, Investor Day 2018 8). Đá nguồn có độ tuổi Albian sâu hơn đã được xác định trong một số giếng.
Điều thú vị là ExxonMobil và các đối tác đã phát hiện ra dầu trong mỏ cacbonat của giếng Ranger-1 được công bố vào năm 2018. Có bằng chứng cho thấy đây là mỏ cacbonat được hình thành trên đỉnh của một ngọn núi lửa đang sụt lún.
Phát hiện Haimara-18 được công bố vào tháng 2 năm 2019 với tư cách là một phát hiện ngưng tụ trong một bể chứa chất lượng cao 63 m. Haimara-1 giáp ranh giới giữa Stabroek ở Guyana và Khối 58 ở Suriname.
Tullow và các cộng sự (giấy phép Orinduik) đã thực hiện hai khám phá trong quá trình khám phá kênh dẫn nước của Stabroek:
ExxonMobil và đối tác (Khối Kaieteur) đã thông báo vào ngày 17 tháng 11 năm 2020 rằng giếng Tanager-1 là một phát hiện nhưng được coi là không thương mại. Giếng đã tìm thấy 16 m dầu ròng trong cát Maastrichtian chất lượng cao, nhưng phân tích chất lỏng cho thấy dầu nặng hơn so với dầu trong quá trình phát triển Liza. Các bể chứa chất lượng cao đã được phát hiện trong các thành tạo 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 là các giếng khô. Apache đã khoan hai lỗ khô (Popokai-1 và Kolibrie-1) tại Khối 53 và Petronas đã khoan một lỗ khô Roselle-1 tại Khối 52, Hình 2.
Ngoài khơi Suriname, Tullow đã công bố vào tháng 10 năm 2017 rằng giếng Araku-1 không có đá chứa đáng kể, nhưng chứng minh được 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 cho nhu cầu về dữ liệu từ giếng, bao gồm dữ liệu lõi, để giải quyết các vấn đề phân giải địa chấn.
Kosmos đã khoan hai lỗ khoan khô (Anapai-1 và Anapai-1A) tại Lô 45 vào năm 201816, và lỗ khoan khô Pontoenoe-1 tại Lô 42.
Rõ ràng, đến đầu năm 2019, triển vọng cho vùng biển sâu của Suriname sẽ rất ảm đạm. Nhưng tình hình này sắp được cải thiện đáng kể!
Vào đầu tháng 1 năm 2020, tại Lô 58 ở Suriname, Apache/Total17 đã công bố 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 vào năm 2020 (các nhà đầu tư Apache). Mỗi giếng đều gặp các bể chứa Campania và Santonia xếp chồng lên nhau, cũng như các bể chứa ngưng tụ hydrocarbon riêng biệt. Theo báo cáo, chất lượng của bể chứa rất tốt. Total sẽ trở thành nhà điều hành Lô 58 vào năm 2021. Một giếng thẩm lượng đang được khoan.
Petronas18 thông báo phát hiện dầu tại giếng Sloanea-1 vào ngày 11 tháng 12 năm 2020. Dầu được tìm thấy trong một số bãi cát Campania. Lô 52 là một xu hướng và phía đông mà Apache tìm thấy ở Lô 58.
Khi hoạt động thăm dò và đánh giá tiếp tục diễn ra vào năm 2021, sẽ có nhiều triển vọng đáng chú ý trong khu vực.
Các giếng dầu ở Guyana cần chú ý trong năm 2021. ExxonMobil và các đối tác (Khối Canje)19 vừa công bố vào ngày 3 tháng 3 năm 2021 rằng giếng Bulletwood-1 là một giếng khô, nhưng kết quả cho thấy có một hệ thống dầu đang 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 kế hoạch khai thác tại lô Stabroek sẽ 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 khối Corentyne (CGX và cộng sự), một giếng có thể được khoan vào năm 2021 để thử nghiệm triển vọng Santonian Kawa. Đây là xu hướng đối với biên độ Santonian, với độ tuổi tương tự được tìm thấy ở Stabroek và Khối 58 Suriname. Thời hạn khoan giếng đã được gia hạn đến ngày 21 tháng 11 năm 2021.
Các giếng dầu đáng chú ý tại Suriname năm 2021. 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 turbidite kỷ Phấn trắng muộn. Tullow đã cập nhật tình hình vào ngày 18 tháng 3, cho biết giếng đã đến TD và gặp phải một vỉa chứa chất lượng cao, nhưng cho thấy một lượng dầu nhỏ. Sẽ rất thú vị khi xem kết quả tốt này ảnh hưởng như thế nào đến các giếng NNE trong tương lai từ các phát hiện của Apache và Petronas đến các lô 42, 53, 48 và 59.
Vào đầu tháng 2, Total/Apache đã khoan một giếng đánh giá tại Khối 58, dường như là do phát hiện ra một mỏ trong khối này. Sau đó, giếng thăm dò Bonboni-1 ở mũi cực bắc của Khối 58 có thể sẽ được khoan trong năm nay. Sẽ rất thú vị khi xem liệu các cacbonat Walker trong Khối 42 trong tương lai có giống như phát hiện Ranger-1 tại Stabroek hay không. tiến hành thử nghiệm.
Vòng cấp phép Suriname. Staatsolie đã công bố vòng cấp phép năm 2020-2021 cho tám giấy phép mở rộng từ Shoreline đến Apache/Total Block 58. Phòng dữ liệu ảo sẽ mở vào ngày 30 tháng 11 năm 2020. Thời hạn đấu thầu sẽ hết hạn vào ngày 30 tháng 4 năm 2021.
Kế hoạch phát triển Starbrook. ExxonMobil và Hess đã công bố thông tin chi tiết về kế hoạch phát triển mỏ của họ, có thể tìm thấy tại nhiều địa điểm khác nhau, nhưng Ngày nhà đầu tư Hess, ngày 8 tháng 12 năm 2018 là nơi tốt để bắt đầu. Liza đang được phát triển theo ba giai đoạn, với dòng dầu đầu tiên xuất hiện vào năm 2020, năm năm sau khi phát hiện, Hình 3. FPSO liên quan đến phát triển dưới biển là một ví dụ về nỗ lực cắt giảm chi phí để có được sản lượng sớm — và thậm chí là giá cả — vào thời điểm giá dầu thô Brent đang ở mức thấp.
ExxonMobil thông báo rằng họ có kế hoạch đệ trình kế hoạch phát triển lớn thứ tư tại Stabroek vào cuối năm 2021.
thách thức. Chỉ hơn một năm sau khi giá dầu âm trong lịch sử, ngành công nghiệp đã phục hồi, với giá WTI trên 65 đô la và lưu vực Guyana-Suriname nổi lên như sự phát triển thú vị nhất của những năm 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 đốt tự nhiên được tìm thấy trong các bẫy địa tầng mảnh vụn. hai mươi mốt
Thách thức lớn nhất không phải là tính chất của bể chứa, vì cả đá và chất lỏng dường như đều có chất lượng cần thiết. Đây không phải là công nghệ vì công nghệ nước sâu đã được phát triển từ những năm 1980. Có khả năng sẽ tận dụng cơ hội này ngay từ đầu để triển khai các thông lệ tốt nhất của ngành trong 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 đạt được khuôn khổ thân thiện với môi trường và thúc đẩy tăng trưởng kinh tế - xã hội ở cả hai quốc gia.
Bất chấp điều đó, ngành công nghiệp sẽ theo dõi chặt chẽ Guyana-Suriname trong ít nhất năm nay và năm năm tới. Trong một số trường hợp, có nhiều cơ hội để chính phủ, nhà đầu tư và công ty E&P tham gia vào các sự kiện và hoạt động khi Covid cho phép. Bao gồm:
Endeavor Management là một công ty tư vấn quản lý hợp tác với khách hàng để hiện thực hóa giá trị thực từ các sáng kiến ​​chuyển đổi chiến lược của họ. Endeavor duy trì quan điểm kép về việc 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.
Di sản 50 năm của công ty đã tạo nên danh mục lớn các phương pháp đã được chứng minh cho phép các nhà tư vấn của Endeavour đưa ra các chiến lược chuyển đổi hàng đầu, sự xuất sắc trong hoạt động, phát triển khả năng lãnh đạo, hỗ trợ kỹ thuật tư vấn và hỗ trợ ra quyết định. Các nhà tư vấn của Endeavour có hiểu biết sâu sắc về hoạt động và kinh nghiệm rộng rãi trong ngành, cho phép nhóm của chúng tôi nhanh chóng hiểu được các công ty khách hàng và động lực thị trường.
Mọi tài liệu đều phải tuân theo luật bản quyền được thực thi nghiêm ngặt, 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.