Dans cette région prometteuse, les opérateurs sont désormais mis au défi de passer d'un modèle d'exploration/évaluation aux meilleures pratiques de développement et de production.
Les découvertes récentes dans le bassin Guyana-Suriname démontrent une estimation de plus de 10 Gbbl de ressources pétrolières et plus de 30 Tcf de gaz naturel.1 Comme pour de nombreux succès pétroliers et gaziers, il s'agit d'une histoire qui commence par un succès d'exploration précoce à terre, suivi d'une période prolongée de déception d'exploration côtière jusqu'au plateau, aboutissant à un succès en eau profonde.
Le succès éventuel témoigne de la persévérance et du succès de l'exploration des gouvernements de la Guyane et du Suriname et de leurs agences pétrolières et de l'utilisation des IOC dans la frange de conversion africaine vers la frange de conversion sud-américaine conjuguée. Les puits réussis dans le bassin Guyane-Suriname sont le résultat d'une combinaison de facteurs, dont la plupart sont liés à la technologie.
Au cours des 5 prochaines années, cette zone sera le summum du pétrole et du gaz, les découvertes existantes devenant une zone d'évaluation/développement ;plusieurs explorateurs sont toujours à la recherche de découvertes.
Exploration terrestre. Au Suriname et en Guyane, des suintements de pétrole étaient connus des années 1800 aux années 1900. L'exploration au Suriname a permis de découvrir du pétrole à une profondeur de 160 m lors d'un forage d'eau sur un campus du village de Kolkata. Le STOOIP d'origine pour ces champs est de 1 Bbbl de pétrole. Actuellement, la production de ces champs est d'environ 16 000 barils par jour.2 Le pétrole brut de Petronas est traité à la raffinerie de Tout Lui Faut avec une production quotidienne de 15 000 barils pour la production de diesel, d'essence, de fioul et de bitume.
La Guyane n'a pas connu le même succès à terre ;13 puits ont été forés depuis 1916, mais seulement deux ont vu du pétrole.3 L'exploration pétrolière onshore dans les années 1940 a donné lieu à une étude géologique du bassin de Takatu. Trois puits ont été forés entre 1981 et 1993, tous secs ou non commerciaux.
Le Venezuela a une histoire florissante d'exploration et de production pétrolière.4 Le succès du forage remonte à 1908, d'abord au puits Zumbaque 1 dans l'ouest du pays, 5 Pendant la Première Guerre mondiale et pendant les années 1920 et 1930, la production du lac Maracaibo a continué d'augmenter. ;ce réservoir se classe actuellement au premier rang des réserves du Venezuela. La formation La Luna (Cénomanien-Turonien) est la roche mère de classe mondiale pour la majeure partie du pétrole. La Luna7 est responsable de la majeure partie du pétrole découvert et produit dans le bassin de Maracaibo et plusieurs autres bassins en Colombie, en Équateur et au Pérou. Les roches mères trouvées au large de la Guyane et du Suriname ont des caractéristiques similaires et sont du même âge que celles trouvées à La Luna.
Exploration pétrolière offshore en Guyane : la zone du plateau continental. Les travaux d'exploration sur le plateau continental ont officiellement commencé en 1967 avec 7 puits Offshore-1 et -2 en Guyane.seul Abary-1, foré en 1975, a du pétrole fluide (37 oAPI). Bien que l'absence de découvertes économiques soit décevante, ces puits sont importants car ils confirment qu'un système pétrolier qui fonctionne bien produit du pétrole.
Exploration pétrolière au large du Suriname : la zone du plateau continental. L'histoire de l'exploration du plateau continental du Suriname reflète celle de la Guyane. Au total, 9 puits ont été forés en 2011, dont 3 présentaient des indices pétroliers ;les autres étaient à sec. Encore une fois, le manque de découvertes économiques est décevant, mais les puits confirment qu'un système pétrolier qui fonctionne bien produit du pétrole.
L'ODP Leg 207 a foré cinq sites en 2003 sur le Demerara Rise qui sépare le bassin Guyane-Suriname de la Guyane française au large. Il est important de noter que les cinq puits ont rencontré la même roche mère de la formation cénomanienne-turonienne de Canje trouvée dans les puits Guyane et Suriname, confirmant la présence de la roche mère La Luna.
L'exploration réussie des franges de transition de l'Afrique a commencé avec la découverte du pétrole Tullow en 2007 sur le champ Jubilee au Ghana. Après son succès en 2009, le complexe TEN a été découvert à l'ouest de Jubilee. En général, plus on s'éloigne du Ghana vers l'ouest, en marge de la transition africaine, plus le taux de réussite diminue.
Comme pour la plupart des succès de l'Afrique de l'Ouest en Angola, à Cabinda et dans les mers du Nord, ces succès en eaux profondes du Ghana confirment un concept de jeu similaire. Le concept de développement est basé sur une roche mère mature de classe mondiale et un système de voies de migration associé. portant des grès à partir de grès humides.Chaque compagnie pétrolière garde secrète son expertise technique sur la façon d'appliquer la technologie.Chaque puits subséquent a été utilisé pour ajuster cette méthode.Une fois éprouvée, cette approche peut réduire considérablement les risques associés au forage d'évaluation et de développement de puits et de nouveaux prospects.
Les géologues se réfèrent souvent au terme «trendologie». C'est un concept simple qui permet aux géologues de transférer leurs idées d'exploration d'un bassin à l'autre. Dans ce contexte, de nombreuses IOC qui ont eu du succès en Afrique de l'Ouest et dans la frange de transition africaine sont déterminées à appliquer ces concepts à la marge équatoriale sud-américaine (SAEM). Ainsi, début 2010, la société avait obtenu des licences pour des blocs d'offshore profond en Guyane, au Suriname et en Guyane française.
Découvert en septembre 2011 par le forage Zaedyus-1 à une profondeur de 2 000 m au large de la Guyane française, Tullow Oil a été la première société à trouver des hydrocarbures significatifs dans SAEM.
La Guyane réussit. ExxonMobil/Hess et al. La découverte du désormais célèbre puits Liza-1 (puits Liza-1 12) a été annoncée en mai 2015 dans le permis de Stabroek au large de la Guyane. Le sable de turbidite du Crétacé supérieur est le réservoir. une ressource totale récupérable de plus de 8 barils de pétrole (ExxonMobil) !Stabroek Partners répond aux préoccupations concernant la réponse sismique des réservoirs d'hydrocarbures par rapport aux réservoirs aquifères (Hess Investor, Investor Day 2018 8).Des roches mères plus profondes d'âge albien ont été identifiées dans certains puits.
Fait intéressant, ExxonMobil et ses partenaires ont découvert du pétrole dans le réservoir de carbonate du puits Ranger-1 annoncé en 2018. Il existe des preuves qu'il s'agit d'un réservoir de carbonate construit au sommet d'un volcan en affaissement.
La découverte de Haimara-18 a été annoncée en février 2019 comme une découverte de condensat dans un réservoir de haute qualité de 63 m.Haimara-1 borde la frontière entre Stabroek en Guyane et le bloc 58 au Suriname.
Tullow et ses partenaires (licence Orinduik) ont fait deux découvertes dans la découverte du canal de rampe de Stabroek :
ExxonMobil et son partenaire (le bloc Kaieteur) ont annoncé le 17 novembre 2020 que le puits Tanager-1 était une découverte mais était considéré comme non commercial. Le puits a trouvé 16 m de pétrole net dans des sables maastrichtiens de haute qualité, mais l'analyse des fluides a indiqué un pétrole plus lourd que dans le développement de Liza. Des réservoirs de haute qualité ont été découverts dans les formations santoniennes et turoniennes plus profondes. Les données sont toujours en cours d'évaluation.
Au large du Suriname, trois puits d'exploration en eau profonde forés entre 2015 et 2017 étaient des puits secs. Apache a foré deux trous secs (Popokai-1 et Kolibrie-1) dans le bloc 53 et Petronas a foré un trou sec Roselle-1 dans le bloc 52, figure 2.
Au large du Suriname, Tullow a annoncé en octobre 2017 que le puits Araku-1 ne contenait pas de roches réservoirs importantes, mais a démontré la présence de condensat de gaz.11 Le puits a été foré avec des anomalies d'amplitude sismique importantes. Les résultats de ce puits démontrent clairement le risque/l'incertitude entourant les anomalies d'amplitude et illustrent le besoin de données du puits, y compris les données de base, pour résoudre les problèmes de résolution sismique.
Kosmos a foré deux trous secs (Anapai-1 et Anapai-1A) dans le bloc 45 en 201816, et le trou sec Pontoenoe-1 dans le bloc 42.
De toute évidence, au début de 2019, les perspectives pour les eaux profondes du Suriname sont sombres. Mais cette situation est sur le point de s'améliorer de façon spectaculaire !
Début janvier 2020, sur le bloc 58 au Suriname, Apache/Total17 a annoncé la découverte de pétrole sur le puits d'exploration Maka-1, qui a été foré fin 2019. Maka-1 est la première des quatre découvertes consécutives qu'Apache/Total annoncera en 2020 (investisseurs Apache). tal deviendra l'opérateur du bloc 58 en 2021. Un puits d'appréciation est en cours de forage.
Petronas18 a annoncé la découverte de pétrole au puits Sloanea-1 le 11 décembre 2020. Pétrole trouvé dans plusieurs sables de Campanie. Le bloc 52 est une tendance et à l'est qu'Apache a trouvée dans le bloc 58.
Alors que l'exploration et les évaluations se poursuivent en 2021, il y aura de nombreuses perspectives dans la région à surveiller.
Puits de Guyane à surveiller en 2021. ExxonMobil et ses partenaires (bloc Canje)19 viennent d'annoncer le 3 mars 2021 que le puits Bulletwood-1 était un puits sec, mais les résultats ont indiqué un système pétrolier fonctionnel dans le bloc. Des puits de suivi dans le bloc Canje sont provisoirement prévus pour le premier trimestre 2021 (Jabillo-1) et le deuxième trimestre 2021 (Sapote-1).20
ExxonMobil et ses partenaires du bloc Stabroek prévoient de forer le puits Krobia-1 à 16 miles au nord-est du champ Liza. Par la suite, le puits Redtail-1 sera foré à 12 miles à l'est du champ Liza.
Au niveau du bloc Corentyne (CGX et al), un puits pourrait être foré en 2021 pour tester le prospect santonien de Kawa. Il s'agit d'une tendance pour les amplitudes santoniennes, avec des âges similaires trouvés à Stabroek et Suriname Block 58. La date limite pour forer le puits a été prolongée jusqu'au 21 novembre 2021.
Puits du Suriname à surveiller en 2021. Tullow Oil a foré le puits GVN-1 dans le bloc 47 le 24 janvier 2021. La cible de ce puits est une double cible dans la turbidite du Crétacé supérieur. aux blocs 42, 53, 48 et 59.
Début février, Total/Apache a foré un puits d'appréciation dans le bloc 58, ressemblant apparemment à une découverte dans le bloc. Par la suite, le puits d'exploration Bonboni-1 à l'extrémité nord du bloc 58 pourrait être foré cette année. Il sera intéressant de voir si les carbonates de Walker dans le bloc 42 ressembleront à la découverte de Ranger-1 à Stabroek.
Suriname Licensing Round. Staatsolie a annoncé un cycle de licences 2020-2021 pour huit licences allant de Shoreline à Apache/Total Block 58. La salle de données virtuelle ouvre le 30 novembre 2020. Les offres expireront le 30 avril 2021.
Plan de développement de Starbrook. ExxonMobil et Hess ont publié les détails de leurs plans de développement de champs, qui peuvent être trouvés à divers endroits, mais la Journée des investisseurs Hess du 8 décembre 2018 est un bon point de départ. Liza est développée en trois phases, avec le premier pétrole apparaissant en 2020, cinq ans après sa découverte.
ExxonMobil a annoncé son intention de soumettre des plans pour le quatrième développement majeur de Stabroek d'ici la fin de 2021.
Un peu plus d'un an après des prix du pétrole historiquement négatifs, l'industrie s'est redressée, avec des prix du WTI supérieurs à 65 $, et le bassin Guyane-Suriname émergeant comme le développement le plus excitant des années 2020. Des puits de découverte ont été documentés dans la région.
Le plus grand défi n'est pas les propriétés du réservoir, car la roche et le fluide semblent avoir la qualité requise. Ce n'est pas de la technologie car la technologie des eaux profondes a été développée depuis les années 1980. Il est probable qu'elle saisira cette opportunité dès le départ pour mettre en œuvre les meilleures pratiques de l'industrie dans la production offshore. Cela permettra aux agences gouvernementales et au secteur privé d'élaborer des réglementations et des politiques pour parvenir à un cadre respectueux de l'environnement et permettre la croissance économique et sociale dans les deux pays.
Quoi qu'il en soit, l'industrie surveillera de près le Guyana-Suriname pendant au moins cette année et les cinq prochaines années. Dans certains cas, il existe de nombreuses opportunités pour les gouvernements, les investisseurs et les entreprises E&P de participer à des événements et activités comme le permet Covid. Celles-ci incluent :
Endeavour Management est une société de conseil en gestion qui s'associe à des clients pour tirer une valeur réelle de leurs initiatives de transformation stratégique.
L'héritage de 50 ans de l'entreprise a abouti à un vaste portefeuille de méthodologies éprouvées qui permettent aux consultants Endeavour de fournir des stratégies de transformation de premier ordre, l'excellence opérationnelle, le développement du leadership, le support technique de conseil et l'aide à la décision. Les consultants Endeavour ont des connaissances opérationnelles approfondies et une vaste expérience de l'industrie, permettant à notre équipe de comprendre rapidement nos entreprises clientes et la dynamique du marché.
Tous les documents sont soumis à des lois sur le droit d'auteur strictement appliquées, veuillez lire nos conditions générales, notre politique en matière de cookies et notre politique de confidentialité avant d'utiliser ce site.