Nesta prometedora rexión, os operadores enfróntanse agora ao desafío de facer a transición dun modelo de exploración/avaliación ás mellores prácticas para o desenvolvemento e a produción.
Os descubrimentos recentes na conca de Güiana e Suriname amosan uns 10 000 barriles de recursos petrolíferos e máis de 30 000 pi3 de gas natural.1 Como ocorre con moitos éxitos no sector do petróleo e o gas, esta é unha historia que comeza cun éxito inicial na exploración en terra, seguido dun período prolongado de decepcións na exploración desde a costa ata a plataforma, que culmina co éxito en augas profundas.
O éxito final é un testemuño da perseveranza e do éxito na exploración dos gobernos de Güiana e Suriname e as súas axencias petroleiras, así como do uso de pozos iodos (IOC) na franxa de conversión africana fronte á franxa de conversión suramericana conxugada. Os pozos exitosos na conca de Güiana e Suriname son o resultado dunha combinación de factores, a maioría dos cales están relacionados coa tecnoloxía.
Nos próximos 5 anos, esta área será o cumio do petróleo e o gas, e os descubrimentos existentes converteranse nunha área de avaliación/desenvolvemento; varios exploradores aínda están a buscar descubrimentos.
Exploración terrestre. En Suriname e Güiana, as filtracións de petróleo coñecíanse desde os anos 1800 ata os 1900. A exploración en Suriname descubriu petróleo a unha profundidade de 160 m mentres perforaba auga nun campus na vila de Kolkata.2 O campo terrestre de Tambaredjo (petróleo de 15-17 oAPI) foi descuberto en 1968. A primeira extracción de petróleo comezou en 1982. Engadíronse campos de petróleo satélite en Kolkata e Tambaredjo. O STOOIP orixinal para estes campos é de 1 Bbbl de petróleo. Actualmente, a produción destes campos é duns 16.000 barrís ao día.2 O petróleo cru de Petronas procésase na refinaría de Tout Lui Faut cunha produción diaria de 15.000 barrís para a produción de diésel, gasolina, fuelóleo e betume.
Güiana non tivo o mesmo éxito en terra; perforáronse 13 pozos desde 1916, pero só dous viron petróleo.3 A exploración petrolífera en terra na década de 1940 deu lugar a un estudo xeolóxico da conca de Takatu. Perforáronse tres pozos entre 1981 e 1993, todos secos ou non comerciais. Os pozos confirmaron a presenza de xisto negro groso, da idade cenomaniana-turoniana (coñecida como Formación Canje), equivalente á Formación La Luna en Venezuela.
Venezuela ten unha próspera historia de exploración e produción de petróleo.4 O éxito das perforacións remóntase a 1908, primeiro no pozo Zumbaque 1 no oeste do país, 5 Durante a Primeira Guerra Mundial e durante as décadas de 1920 e 1930, a produción do lago Maracaibo continuou a aumentar. Por suposto, o descubrimento de areas bituminosas 6 no cinto do Orinoco en 1936 tivo un grande impacto nas reservas e recursos de petróleo, contribuíndo con 78 Bbbl de reservas de petróleo; este depósito ocupa actualmente o primeiro posto de Venezuela en reservas. A formación La Luna (Cenomaniano-Turoniano) é a rocha nai de clase mundial para a maior parte do petróleo. La Luna7 é responsable da maior parte do petróleo descuberto e producido na conca de Maracaibo e en varias outras concas de Colombia, Ecuador e Perú. As rochas nai atopadas na costa de Güiana e Suriname teñen características similares e son da mesma idade que as atopadas en La Luna.
Exploración de petróleo no mar en Güiana: a área da plataforma continental. Os traballos de exploración na plataforma continental comezaron oficialmente en 1967 con 7 pozos, Offshore-1 e -2, en Güiana. Houbo unha pausa de 15 anos antes de que se perforase Arapaima-1, seguido de Horseshoe-1 en 2000 e Eagle-1 e Jaguar-1 en 2012. Seis dos nove pozos teñen indicios de petróleo ou gas; só Abary-1, perforado en 1975, ten petróleo fluido (37 oAPI). Aínda que a falta de descubrimentos económicos é decepcionante, estes pozos son importantes porque confirman que un sistema petrolífero que funciona ben está a producir petróleo.
Exploración de petróleo na costa de Suriname: a plataforma continental. A historia da exploración da plataforma continental de Suriname reflicte a de Güiana. Perforáronse un total de 9 pozos en 2011, 3 dos cales tiñan indicios de petróleo; os outros estaban secos. Unha vez máis, a falta de descubrimentos económicos é decepcionante, pero os pozos confirman que un sistema petrolífero que funciona ben está a producir petróleo.
A etapa 207 do ODP perforou cinco sitios en 2003 na subida de Demerara, que separa a conca de Güiana-Surinam da Güiana Francesa, na costa. É importante destacar que os cinco pozos atoparon a mesma rocha nai da formación Canje, cenomaniana-turoniana, que se atopou nos pozos de Güiana e Surinam, o que confirma a presenza da rocha nai de La Luna.
A exploración exitosa das franxas de transición de África comezou co descubrimento de petróleo de Tullow en 2007 no campo Jubilee en Ghana. Tras o seu éxito en 2009, o complexo TEN foi descuberto ao oeste de Jubilee. Estes éxitos levaron ás nacións africanas ecuatoriais a ofrecer licenzas de augas profundas, que as compañías petroleiras anexionaron, o que provocou a exploración desde Costa de Marfil ata Liberia e Serra Leoa. Desafortunadamente, a perforación destes mesmos tipos de xacementos tivo moito éxito á hora de atopar acumulación económica. En xeral, canto máis ao oeste se vai de Ghana ao longo das franxas da transición de África, máis diminúe a taxa de éxito.
Do mesmo xeito que a maioría dos éxitos de África Occidental en Angola, Cabinda e os mares do norte, estes éxitos de augas profundas en Ghana confirman un concepto de xogo similar. O concepto de desenvolvemento baséase nunha rocha nai madura de clase mundial e no sistema de vías de migración asociado. O depósito é principalmente area de canle de pendente, chamada turbidita. As trampas chámanse trampas estratigráficas e baséanse en selos superiores e laterais sólidos (lousa). As trampas estruturais son raras. As compañías petroleiras descubriron cedo que, ao perforar pozos secos, necesitaban diferenciar as respostas sísmicas das arenitas que conteñen hidrocarburos das arenitas húmidas. Cada compañía petroleira mantén en segredo a súa experiencia técnica sobre como aplicar a tecnoloxía. Cada pozo posterior utilizouse para axustar este método. Unha vez probado, este enfoque pode reducir significativamente os riscos asociados á perforación, avaliación e desenvolvemento de pozos e novas perspectivas.
Os xeólogos adoitan referirse ao termo "tendenoloxía". É un concepto simple que lles permite aos xeólogos transferir as súas ideas de exploración dunha conca a outra. Neste contexto, moitas empresas iogas que tiveron éxito en África Occidental e na franxa de transición africana están decididas a aplicar estes conceptos á marxe ecuatorial suramericana (SAEM). Como resultado, a principios de 2010, a empresa obtivo licenzas para bloques mariños de augas profundas en Güiana, Suriname e Güiana Francesa.
Descuberta en setembro de 2011 mediante a perforación de Zaedyus-1 a unha profundidade de 2.000 m na costa da Güiana Francesa, Tullow Oil foi a primeira empresa en atopar hidrocarburos significativos en SAEM. Tullow Oil anunciou que o pozo atopou 72 m de abanicos netos en dúas turbiditas. Tres pozos de avaliación atoparán area grosa pero non hidrocarburos comerciais.
Güiana ten éxito. ExxonMobil/Hess et al. O descubrimento do agora famoso pozo Liza-1 (Liza-1 Well 12) anunciouse en maio de 2015 na licenza de Stabroek na costa de Güiana. A area turbidítica do Cretácico Superior é o depósito. O pozo Skipjack-1 de seguimento perforado en 2016 non atopou hidrocarburos comerciais. En 2020, os socios de Stabroek anunciaron un total de 18 descubrimentos cun recurso recuperable total de máis de 8 barrís de petróleo (ExxonMobil)! Os socios de Stabroek abordan as preocupacións sobre a resposta sísmica dos encoros que conteñen hidrocarburos fronte aos acuíferos (Hess Investor, Investor Day 2018 8). Identificáronse rochas nai de idade albiana máis profundas nalgúns pozos.
Curiosamente, ExxonMobil e os seus socios descubriron petróleo no depósito de carbonato do pozo Ranger-1 anunciado en 2018. Hai probas de que se trata dun depósito de carbonato construído sobre un volcán de afundimento.
O descubrimento de Haimara-18 anunciouse en febreiro de 2019 como un condensado nun depósito de alta calidade de 63 m. Haimara-1 limita coa fronteira entre Stabroek, en Güiana, e o Bloque 58, en Suriname.
Tullow e os seus socios (licenza de Orinduik) fixeron dous descubrimentos no descubrimento da canle de rampa de Stabroek:
ExxonMobil e o seu socio (o bloque Kaieteur) anunciaron o 17 de novembro de 2020 que o pozo Tanager-1 era un descubrimento pero que se consideraba non comercial. O pozo atopou 16 m de petróleo neto en areas maastrichtienses de alta calidade, pero a análise de fluídos indicou petróleo máis pesado que no desenvolvemento de Liza. Descubríronse xacementos de alta calidade nas formacións santonienses e turonianas máis profundas. Os datos aínda se están a avaliar.
Na costa de Suriname, tres pozos de exploración en augas profundas perforados entre 2015 e 2017 foron pozos secos. Apache perforou dous buratos secos (Popokai-1 e Kolibrie-1) no Bloque 53 e Petronas perforou un burato seco Roselle-1 no Bloque 52, Figura 2.
Na costa de Suriname, Tullow anunciou en outubro de 2017 que o pozo Araku-1 non tiña rochas de reservorio significativas, pero que demostraba a presenza de condensado de gas.11 O pozo perforouse con anomalías de amplitude sísmica significativas. Os resultados deste pozo demostran claramente o risco/incerteza que rodea as anomalías de amplitude e ilustran a necesidade de datos do pozo, incluídos os datos do núcleo, para resolver os problemas de resolución sísmica.
Kosmos perforou dous pozos secos (Anapai-1 e Anapai-1A) no Bloque 45 en 201816, e o pozo seco Pontoenoe-1 no Bloque 42.
Claramente, a principios de 2019, as perspectivas para as augas profundas de Suriname son sombrías. Pero esta situación está a piques de mellorar drasticamente!
A principios de xaneiro de 2020, no Bloque 58 de Surinam, Apache/Total17 anunciou o descubrimento de petróleo no pozo de exploración Maka-1, que se perforou a finais de 2019. Maka-1 é o primeiro de catro descubrimentos consecutivos que Apache/Total anunciará en 2020 (investidores de Apache). Cada pozo atopou encoros apilados de Campania e Santonia, así como encoros separados de condensado de hidrocarburos. Segundo os informes, a calidade do encoro é moi boa. Total converterase no operador do Bloque 58 en 2021. Está a perforarse un pozo de avaliación.
Petronas18 anunciou o descubrimento de petróleo no pozo Sloanea-1 o 11 de decembro de 2020. Atopouse petróleo en varias areais de Campania. O Bloque 52 é unha tendencia e un leste que Apache atopou no Bloque 58.
A medida que a exploración e as avaliacións continúan en 2021, haberá moitas perspectivas na zona para vixiar.
Pozos de Güiana para vixiar en 2021. ExxonMobil e os seus socios (Canje Block)19 acaban de anunciar o 3 de marzo de 2021 que o pozo Bulletwood-1 era un pozo seco, pero os resultados indicaban un sistema petrolífero funcional no bloque. Os pozos posteriores no bloque Canje están programados provisionalmente para o primeiro trimestre de 2021 (Jabillo-1) e o segundo trimestre de 2021 (Sapote-1).20
ExxonMobil e os seus socios no bloque Stabroek planean perforar o pozo Krobia-1 a 26 quilómetros ao nordeste do campo Liza. Posteriormente, perforarase o pozo Redtail-1 a ​​20 quilómetros ao leste do campo Liza.
No bloque Corentyne (CGX et al.), podería perforarse un pozo en 2021 para probar o prospecto santoniano Kawa. Esta é unha tendencia para as amplitudes santonianas, con idades similares atopadas en Stabroek e no bloque 58 de Suriname. O prazo para perforar o pozo ampliouse ata o 21 de novembro de 2021.
Pozos de Suriname a vixiar en 2021. Tullow Oil perforou o pozo GVN-1 no Bloque 47 o 24 de xaneiro de 2021. O obxectivo deste pozo é un obxectivo dobre na turbidita do Cretácico Superior. Tullow actualizou a situación o 18 de marzo, dicindo que o pozo alcanzou a TD e atopou un xacemento de alta calidade, pero mostrou pequenas cantidades de petróleo. Será interesante ver como este bo resultado afecta aos futuros pozos NNE desde os descubrimentos de Apache e Petronas ata os bloques 42, 53, 48 e 59.
A principios de febreiro, Total/Apache perforou un pozo de avaliación no Bloque 58, aparentemente a partir dun descubrimento no bloque. Posteriormente, o pozo de exploración Bonboni-1 no extremo norte do Bloque 58 podería perforarse este ano. Será interesante ver se os carbonatos de Walker no Bloque 42 no futuro serán como o descubrimento Ranger-1 en Stabroek. realizar probas.
Ronda de licenzas de Suriname. Staatsolie anunciou unha rolda de licenzas 2020-2021 para oito licenzas que se estenden desde Shoreline ata Apache/Total Block 58. A sala de datos virtual abrirá o 30 de novembro de 2020. As ofertas rematarán o 30 de abril de 2021.
Plan de desenvolvemento de Starbrook. ExxonMobil e Hess publicaron detalles dos seus plans de desenvolvemento de campos, que se poden atopar en varios lugares, pero o Día do Investidor de Hess, o 8 de decembro de 2018, é un bo lugar para comezar. Liza está a desenvolverse en tres fases, e o primeiro petróleo aparecerá en 2020, cinco anos despois do descubrimento, figura 3. Os FPSO asociados ao desenvolvemento submarino son un exemplo do seu intento de reducir custos para obter unha produción temperá (e mesmo prezos) nun momento no que os prezos do cru Brent son baixos.
ExxonMobil anunciou que ten previsto presentar os plans para o cuarto gran desenvolvemento de Stabroek a finais de 2021.
desafío. Pouco máis dun ano despois de prezos do petróleo historicamente negativos, a industria recuperouse, con prezos do WTI superiores a 65 dólares, e a conca de Güiana-Surinam emerxendo como o desenvolvemento máis emocionante da década de 2020. Documentáronse pozos de descubrimento na zona. Segundo Westwood, representa máis do 75 % do petróleo descuberto na última década e polo menos o 50 % do gas natural atopado en trampas estratigráficas clásticas. vinte e un
O maior desafío non son as propiedades do reservorio, xa que tanto a rocha como o fluído parecen ter a calidade requirida. Non é tecnoloxía porque a tecnoloxía de augas profundas foi desenvolvida desde a década de 1980. É probable que se aproveite esta oportunidade desde o principio para implementar as mellores prácticas da industria na produción no mar. Isto permitirá ás axencias gobernamentais e ao sector privado desenvolver regulacións e políticas para lograr un marco respectuoso co medio ambiente e permitir o crecemento económico e social en ambos os países.
De todos os xeitos, a industria vixiará de preto a Guyana e Suriname durante polo menos este ano e os próximos cinco anos. Nalgúns casos, hai moitas oportunidades para que os gobernos, os investidores e as empresas de exploración e produción participen en eventos e actividades segundo o permitido pola Covid. Entre elas inclúense:
Endeavor Management é unha empresa de consultoría de xestión que se asocia cos seus clientes para obter valor real das súas iniciativas de transformación estratéxica. Endeavor mantén unha dobre perspectiva na xestión do negocio, proporcionando enerxía e actuando como catalizador para transformar o negocio aplicando principios clave de liderado e estratexias empresariais.
Os 50 anos de historia da empresa deron lugar a unha ampla carteira de metodoloxías probadas que permiten aos consultores de Endeavor ofrecer estratexias de transformación de primeiro nivel, excelencia operativa, desenvolvemento de liderado, soporte técnico de consultoría e apoio á toma de decisións. Os consultores de Endeavor teñen un profundo coñecemento operativo e unha ampla experiencia no sector, o que permite ao noso equipo comprender rapidamente as empresas dos nosos clientes e a dinámica do mercado.
Todos os materiais están suxeitos ás leis de dereitos de autor estritamente aplicadas. Lea os nosos Termos e condicións, Política de cookies e Política de privacidade antes de usar este sitio.