In dieser vielversprechenden Region stehen die Betreiber nun vor der Herausforderung, von einem Explorations-/Bewertungsmodell zu Best Practices für Entwicklung und Produktion überzugehen.
Jüngste Entdeckungen im Guyana-Suriname-Becken weisen auf geschätzte 10+ Bbbl an Ölressourcen und über 30 Tcf an Erdgas hin.1 Wie bei vielen Erfolgen im Öl- und Gassektor beginnt diese Geschichte mit frühen Erfolgen bei der Onshore-Exploration, gefolgt von einer längeren Phase der Enttäuschung bei der Exploration von der Küste bis zum Schelf, die schließlich im Erfolg in der Tiefsee gipfelt.
Der letztendliche Erfolg ist ein Beweis für die Beharrlichkeit und den Explorationserfolg der Regierungen von Guyana und Surinam und ihrer Ölagenturen sowie für den Einsatz von IOCs im afrikanischen Konversionsgebiet bis zum konjugierten südamerikanischen Konversionsgebiet. Erfolgreiche Bohrungen im Guyana-Suriname-Becken sind das Ergebnis einer Kombination von Faktoren, von denen die meisten technologiebedingt sind.
In den nächsten fünf Jahren wird dieses Gebiet der Höhepunkt der Öl- und Gasförderung sein, wobei bestehende Entdeckungen zu einem Evaluierungs-/Entwicklungsgebiet werden.Mehrere Entdecker sind immer noch auf der Suche nach Entdeckungen.
Onshore-Exploration. In Suriname und Guyana waren Ölaustritte vom 19. bis zum 20. Jahrhundert bekannt. Bei der Exploration in Suriname wurde Öl in einer Tiefe von 160 m entdeckt, als auf einem Campus im Dorf Kalkutta nach Wasser gebohrt wurde.2 Das Onshore-Tamparedjo-Feld (15-17 oAPI-Öl) wurde 1968 entdeckt. Die erste Ölförderung begann 1982. Satellitenölfelder nach Kalkutta und Tambaredjo kamen hinzu Der ursprüngliche STOOIP für diese Felder beträgt 1 Bbbl Öl. Derzeit beträgt die Produktion dieser Felder etwa 16.000 Barrel pro Tag.2 Das Rohöl von Petronas wird in der Raffinerie Tout Lui Faut mit einer Tagesproduktion von 15.000 Barrel für die Produktion von Diesel, Benzin, Heizöl und Bitumen verarbeitet.
Guyana hatte an Land nicht den gleichen Erfolg;Seit 1916 wurden 13 Bohrlöcher gebohrt, aber nur zwei haben Öl gesehen.3 Die Onshore-Ölexploration in den 1940er Jahren führte zu einer geologischen Untersuchung des Takatu-Beckens. Zwischen 1981 und 1993 wurden drei Bohrlöcher gebohrt, alle trocken oder nicht kommerziell. Die Bohrlöcher bestätigten das Vorhandensein von dickem schwarzem Schiefer aus dem Cenoman-Turon-Zeitalter (bekannt als Canje Fm), der der La-Luna-Formation in Venezuela entspricht.
Venezuela hat eine florierende Geschichte der Ölforschungen und -produktion.4 Der Erfolg von Bohrungen stammt aus dem Jahr 1908, zuerst im Zumbaque 1 im Westen des Landes, 5 während der Ersten Weltkrieg und in den 1920er und 1930er Jahren, Produktion aus dem See Maracaibo leitete weiter.Dieses Reservoir ist Venezuelas derzeitige Nummer eins in Bezug auf Reserven. Die La-Luna-Formation (Cenoman-Turon) ist das erstklassige Quellgestein für den größten Teil des Öls. La Luna7 ist für den Großteil des im Maracaibo-Becken und mehreren anderen Becken in Kolumbien, Ecuador und Peru entdeckten und geförderten Öls verantwortlich. Die vor der Küste von Guyana und Surinam gefundenen Quellgesteine ​​weisen ähnliche Eigenschaften auf und sind genauso alt wie die in La Luna gefundenen.
Offshore-Ölexploration in Guyana: Das Kontinentalschelfgebiet. Die Explorationsarbeiten auf dem Festlandsockel begannen offiziell im Jahr 1967 mit sieben Bohrlöchern Offshore-1 und -2 in Guyana. Es gab eine Pause von 15 Jahren, bevor Arapaima-1 gebohrt wurde, gefolgt von Horseshoe-1 im Jahr 2000 und Eagle-1 und Jaguar-1 im Jahr 2012. Sechs der neun Bohrlöcher haben Öl- oder Gasvorführungen;nur Abary-1, das 1975 gebohrt wurde, verfügt über fließfähiges Öl (37 oAPI). Auch wenn das Fehlen jeglicher wirtschaftlicher Entdeckungen enttäuschend ist, sind diese Bohrungen wichtig, weil sie bestätigen, dass ein gut funktionierendes Ölsystem Öl fördert.
Erdölexploration vor der Küste von Suriname: Das Kontinentalschelfgebiet. Die Geschichte der Erkundung des Kontinentalschelfs in Surinam spiegelt die von Guyana wider. Im Jahr 2011 wurden insgesamt 9 Bohrlöcher gebohrt, von denen 3 Ölvorkommen aufwiesen;die anderen waren trocken. Auch hier ist der Mangel an wirtschaftlichen Erkenntnissen enttäuschend, aber die Bohrlöcher bestätigen, dass ein gut funktionierendes Ölsystem Öl fördert.
Der ODP-Abschnitt 207 bohrte im Jahr 2003 fünf Standorte auf dem Demerara-Anstieg, der das Guyana-Suriname-Becken von Französisch-Guayana vor der Küste trennt. Wichtig ist, dass alle fünf Bohrlöcher auf das gleiche Quellgestein der Cenoman-Turon-Canje-Formation stießen, das auch in den Bohrlöchern in Guyana und Suriname gefunden wurde, was das Vorhandensein des La-Luna-Quellgesteins bestätigte.
Die erfolgreiche Erkundung der Übergangsgebiete Afrikas begann mit der Entdeckung von Tullow-Öl im Jahr 2007 im Jubilee-Feld in Ghana. Nach seinem Erfolg im Jahr 2009 wurde der TEN-Komplex westlich von Jubilee entdeckt. Diese Erfolge haben äquatoriale afrikanische Länder dazu veranlasst, Tiefseelizenzen anzubieten, die Ölgesellschaften annektiert haben, was zu Erkundungen von der Elfenbeinküste über Liberia bis Sierra Leone führte. Leider wurden Bohrungen für dieselben Arten von Vorkommen nicht durchgeführt Bei der Suche nach einer wirtschaftlichen Akkumulation war es sehr erfolglos. Im Allgemeinen sinkt die Erfolgsquote umso mehr, je weiter man von Ghana an den Rändern des afrikanischen Übergangs nach Westen vordringt.
Wie bei den meisten Erfolgen Westafrikas in Angola, Cabinda und den nördlichen Meeren bestätigen diese Tiefsee-Erfolge in Ghana ein ähnliches Spielkonzept. Das Entwicklungskonzept basiert auf einem erstklassigen, ausgereiften Quellgestein und einem damit verbundenen Migrationswegsystem kohlenwasserstoffhaltige Sandsteine ​​aus nassen Sandsteinen. Jedes Ölunternehmen hält sein technisches Fachwissen über die Anwendung der Technologie geheim. Bei jeder weiteren Bohrung wurde diese Methode angepasst. Sobald sich dieser Ansatz bewährt hat, kann er die mit dem Bohren von Evaluierungs- und Entwicklungsbohrungen und neuen Aussichten verbundenen Risiken erheblich reduzieren.
Geologen beziehen sich häufig auf den Begriff „Trendologie“. Dabei handelt es sich um ein einfaches Konzept, das es Geologen ermöglicht, ihre Explorationsideen von einem Becken auf ein anderes zu übertragen. In diesem Zusammenhang sind viele IOCs, die in Westafrika und dem afrikanischen Übergangsrand erfolgreich waren, entschlossen, diese Konzepte auf den südamerikanischen Äquatorialrand (SAEM) anzuwenden. Infolgedessen hatte das Unternehmen Anfang 2010 Lizenzen für Tiefsee-Offshore-Blöcke in Guyana, Surinam und Französisch-Guayana erhalten.
Tullow Oil wurde im September 2011 durch Bohrungen von Zaedyus-1 in einer Tiefe von 2.000 m vor der Küste Französisch-Guayanas entdeckt und war das erste Unternehmen, das bedeutende Kohlenwasserstoffe in SAEM fand. Tullow Oil gab bekannt, dass die Bohrung 72 m Nettoförderfächer in zwei Turbiditen gefunden hat. Drei Bewertungsbohrungen werden auf dicken Sand, aber keine kommerziellen Kohlenwasserstoffe stoßen.
Guyana ist erfolgreich.ExxonMobil/Hess et al.Die Entdeckung der inzwischen berühmten Bohrung Liza-1 (Liza-1 Well 12) wurde im Mai 2015 im Rahmen der Stabroek-Lizenz vor der Küste Guyanas bekannt gegeben.Der Trübungssand aus der Oberkreide ist das Reservoir.Die Folgebohrung Skipjack-1 im Jahr 2016 fand keine kommerziellen Kohlenwasserstoffe.Im Jahr 2020 haben die Partner von Stabroek insgesamt 18 Entdeckungen mit a angekündigt insgesamt förderbare Ressource von über 8 Barrel Öl (ExxonMobil)! Stabroek Partners befasst sich mit Bedenken hinsichtlich der seismischen Reaktion von Kohlenwasserstoff- und Grundwasserreservoirs (Hess Investor, Investor Day 2018 8). In einigen Bohrlöchern wurden tiefere Quellgesteine ​​aus dem Albian-Alter identifiziert.
Interessanterweise entdeckten ExxonMobil und seine Partner Öl im Karbonatreservoir der 2018 angekündigten Bohrung Ranger-1. Es gibt Hinweise darauf, dass es sich um ein Karbonatreservoir handelt, das auf einem Senkungsvulkan aufgebaut wurde.
Die Entdeckung Haimara-18 wurde im Februar 2019 als Kondensatfund in einem 63 m hohen, hochwertigen Reservoir bekannt gegeben. Haimara-1 grenzt an die Grenze zwischen Stabroek in Guyana und Block 58 in Suriname.
Tullow und Partner (Orinduik-Lizenz) machten bei Stabroeks Ramp-Channel-Entdeckung zwei Entdeckungen:
ExxonMobil und sein Partner (der Kaieteur Block) gaben am 17. November 2020 bekannt, dass es sich bei der Tanager-1-Bohrung um eine Entdeckung handelte, die jedoch als nicht kommerziell galt. Die Bohrung fand 16 m Nettoöl in hochwertigen Maastricht-Sanden, aber die Flüssigkeitsanalyse deutete auf schwereres Öl als in der Liza-Entwicklung hin. Hochwertige Lagerstätten wurden in den tieferen Santon- und Turon-Formationen entdeckt. Die Daten werden noch ausgewertet.
Vor der Küste von Suriname handelte es sich bei drei zwischen 2015 und 2017 gebohrten Tiefwasserexplorationsbohrungen um Trockenbohrungen. Apache bohrte zwei Trockenbohrungen (Popokai-1 und Kolibrie-1) in Block 53 und Petronas bohrte eine Trockenbohrung Roselle-1 in Block 52, Abbildung 2.
Vor der Küste von Surinam gab Tullow im Oktober 2017 bekannt, dass die Araku-1-Bohrung kein nennenswertes Reservoirgestein aufweist, aber das Vorhandensein von Gaskondensat nachweist.11 Die Bohrung wurde mit erheblichen seismischen Amplitudenanomalien gebohrt. Die Ergebnisse dieser Bohrung zeigen deutlich das Risiko/die Unsicherheit im Zusammenhang mit Amplitudenanomalien und verdeutlichen die Notwendigkeit von Daten aus der Bohrung, einschließlich Kerndaten, um seismische Auflösungsprobleme zu lösen.
Kosmos bohrte 2018 zwei Trockenlöcher (Anapai-1 und Anapai-1A) in Block 4516 und das Trockenloch Pontoenoe-1 in Block 42.
Offensichtlich sind die Aussichten für die tiefen Gewässer Surinames Anfang 2019 düster. Aber diese Situation wird sich dramatisch verbessern!
Anfang Januar 2020 gab Apache/Total17 in Block 58 in Suriname die Entdeckung von Öl an der Explorationsbohrung Maka-1 bekannt, die Ende 2019 gebohrt wurde. Maka-1 ist die erste von vier aufeinanderfolgenden Entdeckungen, die Apache/Total im Jahr 2020 bekannt geben wird (Apache-Investoren). Bei jeder Bohrung wurden gestapelte Campania- und Santonia-Reservoirs sowie separate Kohlenwasserstoffkondensatreservoirs angetroffen. Berichten zufolge ist die Qualität des Reservoirs sehr hoch gut.Total wird im Jahr 2021 Betreiber von Block 58. Eine Erkundungsbohrung wird abgeteuft.
Petronas18 gab am 11. Dezember 2020 die Entdeckung von Öl an der Bohrung Sloanea-1 bekannt. Öl wurde in mehreren Sandgebieten Kampaniens gefunden. Block 52 ist ein Trend und Osten, den Apache in Block 58 gefunden hat.
Da die Explorations- und Bewertungsarbeiten im Jahr 2021 fortgesetzt werden, wird es in der Gegend viele Aussichten zu beobachten geben.
Guyana-Bohrlöcher, die man im Jahr 2021 im Auge behalten sollte.ExxonMobil und Partner (Canje Block)19 gaben gerade am 3. März 2021 bekannt, dass das Bulletwood-1-Bohrloch ein Trockenbohrloch sei, aber die Ergebnisse deuteten auf ein funktionierendes Ölsystem im Block hin. Folgebohrlöcher im Canje-Block sind vorläufig für das 1. Quartal 2021 (Jabillo-1) und das 2. Quartal 2021 (Sapote-1) geplant.20
ExxonMobil und Partner im Stabroek-Block planen, die Krobia-1-Bohrung 16 Meilen nordöstlich des Liza-Feldes zu bohren. Anschließend wird die Redtail-1-Bohrung 12 Meilen östlich des Liza-Feldes gebohrt.
Im Corentyne-Block (CGX et al.) könnte 2021 eine Bohrung gebohrt werden, um das Santonian-Kawa-Gebiet zu testen. Dies ist ein Trend für Santonian-Amplituden mit ähnlichen Altersstufen, die in Stabroek und Suriname Block 58 gefunden wurden. Die Bohrfrist für die Bohrung wurde bis zum 21. November 2021 verlängert.
Suriname-Bohrlöcher, die man im Jahr 2021 im Auge behalten sollte.Tullow Oil hat am 24. Januar 2021 das GVN-1-Bohrloch in Block 47 gebohrt. Das Ziel dieses Bohrlochs ist ein Doppelziel im Turbidit der oberen Kreidezeit. Tullow aktualisierte die Situation am 18. März und sagte, das Bohrloch habe TD erreicht und sei auf ein hochwertiges Reservoir gestoßen, habe aber kleine Ölmengen gefunden. Es wird interessant sein zu sehen, wie sich dieses gute Ergebnis auf zukünftige NNO-Bohrlöcher aus den Apache- und Petronas-Entdeckungen auswirkt zu den Blöcken 42, 53, 48 und 59.
Anfang Februar hat Total/Apache in Block 58 eine Bewertungsbohrung gebohrt, die offenbar aus einer Entdeckung in dem Block hervorgegangen ist. Anschließend könnte in diesem Jahr die Bonboni-1-Explorationsbohrung an der nördlichsten Spitze von Block 58 gebohrt werden. Es wird interessant sein zu sehen, ob die Walker-Karbonate in Block 42 in Zukunft der Ranger-1-Entdeckung bei Stabroek ähneln werden. Führen Sie Tests durch.
Suriname-Lizenzierungsrunde.Staatsolie hat eine Lizenzierungsrunde 2020-2021 für acht Lizenzen angekündigt, die von Shoreline bis Apache/Total Block 58 reichen. Der virtuelle Datenraum wird am 30. November 2020 eröffnet. Die Angebote laufen am 30. April 2021 aus.
Starbrook-Entwicklungsplan. ExxonMobil und Hess haben Einzelheiten zu ihren Feldentwicklungsplänen veröffentlicht, die an verschiedenen Standorten zu finden sind, aber der Hess Investor Day am 8. Dezember 2018 ist ein guter Ausgangspunkt. Die Entwicklung von Liza erfolgt in drei Phasen, wobei das erste Öl im Jahr 2020, fünf Jahre nach der Entdeckung, auf den Markt kommt, Abbildung 3. FPSOs im Zusammenhang mit der Unterwassererschließung sind ein Beispiel für ihren Versuch, die Kosten zu senken, um eine frühe Produktion – und sogar Preise – zu erreichen, zu einer Zeit, in der die Brent-Rohölpreise niedrig sind.
ExxonMobil kündigte an, bis Ende 2021 Pläne für Stabroeks viertes großes Projekt vorlegen zu wollen.
Herausforderung. Etwas mehr als ein Jahr nach den historisch negativen Ölpreisen hat sich die Branche erholt, mit WTI-Preisen über 65 US-Dollar und dem Guyana-Suriname-Becken, das sich als die aufregendste Entwicklung der 2020er Jahre herausstellt. In der Gegend wurden Entdeckungsbohrungen dokumentiert. Laut Westwood stellt es mehr als 75 % des im letzten Jahrzehnt entdeckten Öls und mindestens 50 % des in klastischen stratigraphischen Fallen gefundenen Erdgases dar. 21
Die größte Herausforderung sind nicht die Reservoireigenschaften, da sowohl das Gestein als auch die Flüssigkeit die erforderliche Qualität zu haben scheinen. Dabei handelt es sich nicht um Technologie, da die Tiefseetechnologie seit den 1980er Jahren entwickelt wurde. Wahrscheinlich wird diese Gelegenheit von Anfang an genutzt, um bewährte Branchenpraktiken in der Offshore-Produktion umzusetzen. Dadurch können Regierungsbehörden und der Privatsektor Vorschriften und Richtlinien entwickeln, um umweltfreundliche Rahmenbedingungen zu schaffen und wirtschaftliches und soziales Wachstum in beiden Ländern zu ermöglichen.
Unabhängig davon wird die Branche Guyana-Suriname mindestens dieses und die nächsten fünf Jahre genau beobachten. In einigen Fällen gibt es viele Möglichkeiten für Regierungen, Investoren und E&P-Unternehmen, an Veranstaltungen und Aktivitäten teilzunehmen, sofern Covid dies zulässt. Dazu gehören:
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