In questa promettente regione, gli operatori sono ora chiamati a passare da un modello di esplorazione/valutazione alle migliori pratiche di sviluppo e produzione.
Le recenti scoperte nel bacino Guyana-Suriname dimostrano una stima di oltre 10 miliardi di barili di risorse petrolifere e oltre 30 miliardi di piedi cubi di gas naturale.1 Come accade per molti successi nel settore del petrolio e del gas, questa è una storia che inizia con un'esplorazione iniziale sulla terraferma, seguita da un periodo prolungato di delusioni nell'esplorazione dalla costa alla piattaforma petrolifera, culminando nel successo in acque profonde.
L'eventuale successo è una testimonianza della perseveranza e del successo esplorativo dei governi della Guyana e del Suriname e delle loro agenzie petrolifere, nonché dell'uso delle IOC nella zona di conversione africana nella zona di conversione coniugata sudamericana. I pozzi di successo nel bacino Guyana-Suriname sono il risultato di una combinazione di fattori, la maggior parte dei quali sono legati alla tecnologia.
Nei prossimi 5 anni, questa zona rappresenterà l'apice del petrolio e del gas, con le scoperte esistenti che diventeranno un'area di valutazione/sviluppo; diversi esploratori sono ancora alla ricerca di nuove scoperte.
Esplorazione onshore. In Suriname e Guyana, le fuoriuscite di petrolio erano note dal 1800 al 1900. L'esplorazione in Suriname ha scoperto petrolio a una profondità di 160 m durante le trivellazioni per cercare acqua in un campus nel villaggio di Calcutta.2 Il giacimento onshore di Tambaredjo (petrolio da 15-17 oAPI) è stato scoperto nel 1968. Le prime estrazioni di petrolio sono iniziate nel 1982. Sono stati aggiunti giacimenti petroliferi satellite a Calcutta e Tambaredjo. Lo STOOIP originale per questi giacimenti è di 1 Bbbl di petrolio. Attualmente, la produzione di questi giacimenti è di circa 16.000 barili al giorno.2 Il petrolio greggio di Petronas viene lavorato nella raffineria di Tout Lui Faut con una produzione giornaliera di 15.000 barili per la produzione di diesel, benzina, olio combustibile e bitume.
La Guyana non ha avuto lo stesso successo sulla terraferma; dal 1916 sono stati perforati 13 pozzi, ma solo due hanno trovato petrolio.3 L'esplorazione petrolifera sulla terraferma negli anni '40 ha portato a uno studio geologico del bacino di Takatu. Tra il 1981 e il 1993 sono stati perforati tre pozzi, tutti asciutti o non commerciali. I pozzi hanno confermato la presenza di uno spesso scisto nero, di età Cenomaniano-Turoniano (noto come Formazione di Canje), equivalente alla Formazione di La Luna in Venezuela.
Il Venezuela ha una fiorente storia di esplorazione e produzione petrolifera.4 Il successo delle trivellazioni risale al 1908, prima presso il pozzo Zumbaque 1 nella parte occidentale del paese, 5 Durante la prima guerra mondiale e durante gli anni '20 e '30, la produzione del lago Maracaibo continuò ad aumentare. Naturalmente, la scoperta di sabbie bituminose 6 nella cintura dell'Orinoco nel 1936 ebbe un impatto importante sulle riserve e sulle risorse petrolifere, contribuendo con 78 miliardi di barili di riserve petrolifere; questo giacimento è attualmente al primo posto in termini di riserve del Venezuela. La formazione La Luna (Cenomaniano-Turoniano) è la roccia madre di livello mondiale per la maggior parte del petrolio. La Luna7 è responsabile della maggior parte del petrolio scoperto e prodotto nel bacino di Maracaibo e in diversi altri bacini in Colombia, Ecuador e Perù. Le rocce madri trovate al largo della Guyana e del Suriname hanno caratteristiche simili e hanno la stessa età di quelle trovate a La Luna.
Esplorazione petrolifera offshore in Guyana: l'area della piattaforma continentale. I lavori di esplorazione sulla piattaforma continentale iniziarono ufficialmente nel 1967 con 7 pozzi Offshore-1 e -2 in Guyana. Ci fu un intervallo di 15 anni prima che Arapaima-1 venisse perforato, seguito da Horseshoe-1 nel 2000 e da Eagle-1 e Jaguar-1 nel 2012. Sei dei nove pozzi presentano tracce di petrolio o gas; solo Abary-1, perforato nel 1975, presenta petrolio fluido (37 oAPI). Sebbene la mancanza di scoperte economiche sia deludente, questi pozzi sono importanti perché confermano che un sistema petrolifero ben funzionante sta producendo petrolio.
Esplorazione petrolifera al largo del Suriname: l'area della piattaforma continentale. La storia dell'esplorazione della piattaforma continentale del Suriname rispecchia quella della Guyana. Nel 2011 sono stati perforati in totale 9 pozzi, 3 dei quali hanno mostrato tracce di petrolio; gli altri erano asciutti. Ancora una volta, la mancanza di scoperte economiche è deludente, ma i pozzi confermano che un sistema petrolifero ben funzionante sta producendo petrolio.
Nel 2003, l'ODP Leg 207 ha perforato cinque siti sulla dorsale Demerara che separa il bacino Guyana-Suriname dalla Guyana francese al largo. È importante notare che tutti e cinque i pozzi hanno incontrato la stessa roccia madre della Formazione Canje Cenomaniano-Turoniano trovata nei pozzi Guyana e Suriname, confermando la presenza della roccia madre La Luna.
L'esplorazione di successo delle zone di transizione dell'Africa è iniziata con la scoperta del petrolio di Tullow nel 2007 nel campo Jubilee in Ghana. Dopo il successo del 2009, il complesso TEN è stato scoperto a ovest di Jubilee. Questi successi hanno spinto le nazioni africane equatoriali a offrire licenze per le acque profonde, che le compagnie petrolifere hanno annesso, dando il via a esplorazioni dalla Costa d'Avorio alla Liberia alla Sierra Leone. Sfortunatamente, le trivellazioni per questi stessi tipi di giacimenti hanno avuto scarso successo nel trovare accumulo economico. In generale, più ci si sposta a ovest dal Ghana lungo le zone di transizione dell'Africa, più diminuisce il tasso di successo.
Come per la maggior parte dei successi dell'Africa occidentale in Angola, Cabinda e nei mari del nord, questi successi in Ghana in acque profonde confermano un concetto di gioco simile. Il concetto di sviluppo si basa su una roccia madre matura di livello mondiale e sul relativo sistema di percorsi di migrazione. Il giacimento è costituito principalmente da sabbia di canale in pendenza, chiamata torbidite. Le trappole sono chiamate trappole stratigrafiche e si basano su solide guarnizioni superiori e laterali (scisto). Le trappole strutturali sono rare. Le compagnie petrolifere scoprirono presto che, perforando fori a secco, avevano bisogno di differenziare le risposte sismiche delle arenarie contenenti idrocarburi da quelle delle arenarie umide. Ogni compagnia petrolifera mantiene segreta la propria competenza tecnica su come applicare la tecnologia. Ogni pozzo successivo è stato utilizzato per adattare questo metodo. Una volta dimostrato, questo approccio può ridurre significativamente i rischi associati alla perforazione di pozzi di valutazione e sviluppo e di nuove prospettive.
I geologi fanno spesso riferimento al termine "trendologia". Si tratta di un concetto semplice che consente ai geologi di trasferire le proprie idee di esplorazione da un bacino all'altro. In questo contesto, molte compagnie petrolifere internazionali (IOC) che hanno avuto successo nell'Africa occidentale e nella frangia di transizione africana sono determinate ad applicare questi concetti al margine equatoriale sudamericano (SAEM). Di conseguenza, all'inizio del 2010, la società aveva ottenuto licenze per blocchi offshore in acque profonde in Guyana, Suriname e Guyana francese.
Scoperta nel settembre 2011 perforando Zaedyus-1 a una profondità di 2.000 m al largo della Guyana francese, la Tullow Oil è stata la prima compagnia a trovare idrocarburi significativi nel SAEM. La Tullow Oil ha annunciato che il pozzo ha trovato 72 m di ventagli di rendimento netto in due torbiditi. Tre pozzi di valutazione incontreranno sabbia spessa ma nessun idrocarburo commerciale.
La Guyana ha successo. ExxonMobil/Hess et al. La scoperta dell'ormai famoso pozzo Liza-1 (pozzo Liza-1 12) è stata annunciata nel maggio 2015 nella licenza Stabroek al largo della Guyana. La sabbia torbiditica del Cretaceo superiore costituisce il giacimento. Il pozzo successivo Skipjack-1, perforato nel 2016, non ha trovato idrocarburi commerciali. Nel 2020, i partner di Stabroek hanno annunciato un totale di 18 scoperte con una risorsa recuperabile totale di oltre 8 barili di petrolio (ExxonMobil)! I partner di Stabroek affrontano le preoccupazioni sulla risposta sismica dei giacimenti di idrocarburi rispetto a quelli delle falde acquifere (Hess Investor, Investor Day 2018 8). In alcuni pozzi sono state identificate rocce madri di età albiana più profonda.
È interessante notare che ExxonMobil e i suoi partner hanno scoperto petrolio nel giacimento di carbonato del pozzo Ranger-1 annunciato nel 2018. Ci sono prove che si tratti di un giacimento di carbonato formatosi sulla sommità di un vulcano in cedimento.
La scoperta di Haimara-18 è stata annunciata nel febbraio 2019 come scoperta di condensato in un giacimento di alta qualità di 63 m. Haimara-1 confina con il confine tra Stabroek in Guyana e il Blocco 58 in Suriname.
Tullow e soci (licenza Orinduik) hanno effettuato due scoperte nella scoperta del canale di rampa di Stabroek:
ExxonMobil e il suo partner (il blocco Kaieteur) hanno annunciato il 17 novembre 2020 che il pozzo Tanager-1 era una scoperta, ma era considerato non commerciale. Il pozzo ha trovato 16 m di petrolio netto in sabbie maastrichtiane di alta qualità, ma l'analisi dei fluidi ha indicato petrolio più pesante rispetto allo sviluppo di Liza. Sono stati scoperti giacimenti di alta qualità nelle formazioni più profonde del Santoniano e del Turoniano. I dati sono ancora in fase di valutazione.
Al largo del Suriname, tre pozzi esplorativi in ​​acque profonde perforati tra il 2015 e il 2017 erano pozzi asciutti. Apache ha perforato due pozzi asciutti (Popokai-1 e Kolibrie-1) nel Blocco 53 e Petronas ha perforato un pozzo asciutto Roselle-1 nel Blocco 52, Figura 2.
Al largo del Suriname, Tullow ha annunciato nell'ottobre 2017 che il pozzo Araku-1 non presentava rocce serbatoio significative, ma dimostrava la presenza di condensato di gas.11 Il pozzo è stato perforato con anomalie significative dell'ampiezza sismica. I risultati di questo pozzo dimostrano chiaramente il rischio/l'incertezza che circonda le anomalie dell'ampiezza e illustrano la necessità di dati dal pozzo, inclusi i dati del nucleo, per risolvere i problemi di risoluzione sismica.
Nel 2018, Kosmos ha perforato due fori asciutti (Anapai-1 e Anapai-1A) nel Blocco 45 e il foro asciutto Pontoenoe-1 nel Blocco 42.
È chiaro che all'inizio del 2019 le prospettive per le acque profonde del Suriname saranno fosche. Ma la situazione è destinata a migliorare drasticamente!
All'inizio di gennaio 2020, nel Blocco 58 in Suriname, Apache/Total17 ha annunciato la scoperta di petrolio nel pozzo esplorativo Maka-1, perforato alla fine del 2019. Maka-1 è la prima di quattro scoperte consecutive che Apache/Total annunceranno nel 2020 (investitori Apache). Ogni pozzo ha incontrato i giacimenti sovrapposti di Campania e Santonia, nonché giacimenti separati di condensato di idrocarburi. Secondo i rapporti, la qualità del giacimento è molto buona. Total diventerà l'operatore del Blocco 58 nel 2021. È in corso la perforazione di un pozzo di valutazione.
L'11 dicembre 2020, Petronas18 ha annunciato la scoperta di petrolio nel pozzo Sloanea-1. Petrolio trovato in diverse sabbie campane. Il blocco 52 è un giacimento di tendenza, a est di quello che Apache ha trovato nel blocco 58.
Con il proseguimento delle esplorazioni e delle valutazioni nel 2021, ci saranno molte prospettive da tenere d'occhio nella zona.
Pozzi della Guyana da tenere d'occhio nel 2021. ExxonMobil e i suoi partner (blocco Canje)19 hanno appena annunciato il 3 marzo 2021 che il pozzo Bulletwood-1 era un pozzo secco, ma i risultati indicavano un sistema petrolifero funzionante nel blocco. I pozzi di follow-up nel blocco Canje sono provvisoriamente programmati per il primo trimestre del 2021 (Jabillo-1) e il secondo trimestre del 2021 (Sapote-1).20
ExxonMobil e i partner del blocco Stabroek hanno in programma di perforare il pozzo Krobia-1 a 16 miglia a nord-est del campo Liza. Successivamente, il pozzo Redtail-1 verrà perforato a 12 miglia a est del campo Liza.
Nel blocco Corentyne (CGX et al), nel 2021 potrebbe essere perforato un pozzo per testare la prospettiva santoniana Kawa. Si tratta di una tendenza per le ampiezze santoniane, con età simili riscontrate nel blocco 58 di Stabroek e Suriname. La scadenza per la perforazione del pozzo è stata prorogata al 21 novembre 2021.
Pozzi del Suriname da tenere d'occhio nel 2021. Tullow Oil ha perforato il pozzo GVN-1 nel Blocco 47 il 24 gennaio 2021. L'obiettivo di questo pozzo è un doppio obiettivo nella torbidite del Cretaceo superiore. Tullow ha aggiornato la situazione il 18 marzo, affermando che il pozzo ha raggiunto il TD e ha incontrato un giacimento di alta qualità, ma ha mostrato piccole quantità di petrolio. Sarà interessante vedere come questo buon risultato influirà sui futuri pozzi NNE dalle scoperte Apache e Petronas ai blocchi 42, 53, 48 e 59.
All'inizio di febbraio, Total/Apache ha perforato un pozzo di valutazione nel Blocco 58, apparentemente attingendo a una scoperta nel blocco. Successivamente, il pozzo esplorativo Bonboni-1 all'estremità più settentrionale del Blocco 58 potrebbe essere perforato quest'anno. Sarà interessante vedere se in futuro i carbonati Walker nel Blocco 42 saranno come la scoperta Ranger-1 a Stabroek. Eseguire i test.
Round di licenze in Suriname. Staatsolie ha annunciato un round di licenze 2020-2021 per otto licenze che si estendono da Shoreline ad Apache/Total Block 58. La data room virtuale aprirà il 30 novembre 2020. Le offerte scadranno il 30 aprile 2021.
Piano di sviluppo di Starbrook. ExxonMobil e Hess hanno pubblicato i dettagli dei loro piani di sviluppo del giacimento, reperibili in diverse sedi, ma l'Hess Investor Day dell'8 dicembre 2018 è un buon punto di partenza. Liza è in fase di sviluppo in tre fasi e il primo petrolio uscirà nel 2020, cinque anni dopo la scoperta, Figura 3. Le FPSO associate allo sviluppo sottomarino sono un esempio del loro tentativo di ridurre i costi per ottenere una produzione anticipata, e persino i prezzi, in un momento in cui i prezzi del greggio Brent sono bassi.
ExxonMobil ha annunciato che intende presentare i piani per il quarto grande progetto di sviluppo di Stabroek entro la fine del 2021.
sfida. Poco più di un anno dopo i prezzi del petrolio storicamente negativi, il settore si è ripreso, con i prezzi del WTI oltre i 65 dollari e il bacino Guyana-Suriname che emerge come lo sviluppo più entusiasmante degli anni 2020. Sono stati documentati pozzi di scoperta nella zona. Secondo Westwood, rappresenta oltre il 75% del petrolio scoperto nell'ultimo decennio e almeno il 50% del gas naturale trovato nelle trappole stratigrafiche clastiche. ventuno
La sfida più grande non sono le proprietà del giacimento, poiché sia ​​la roccia che il fluido sembrano avere la qualità richiesta. Non è una questione di tecnologia, perché la tecnologia in acque profonde è stata sviluppata a partire dagli anni '80. È probabile che si sfrutti questa opportunità fin dall'inizio per implementare le migliori pratiche del settore nella produzione offshore. Ciò consentirà alle agenzie governative e al settore privato di sviluppare normative e politiche per realizzare un quadro ecocompatibile e consentire la crescita economica e sociale in entrambi i Paesi.
In ogni caso, il settore seguirà attentamente la Guyana e il Suriname almeno per quest'anno e per i prossimi cinque anni. In alcuni casi, ci sono molte opportunità per governi, investitori e società di E&P di partecipare a eventi e attività, man mano che il Covid lo consente. Tra queste, ricordiamo:
Endeavor Management è una società di consulenza gestionale che collabora con i clienti per ottenere un valore reale dalle loro iniziative di trasformazione strategica. Endeavor mantiene una duplice prospettiva nella gestione dell'azienda, fornendo energia e agendo al contempo come catalizzatore per trasformare l'azienda applicando principi di leadership chiave e strategie aziendali.
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