W tym obiecującym regionie operatorzy stoją obecnie przed wyzwaniem przejścia od modelu eksploracji/oceny do najlepszych praktyk w zakresie rozwoju i produkcji.
Niedawne odkrycia w basenie Gujana-Surinam wskazują na zasoby ropy naftowej szacowane na ponad 10 Bbbl i ponad 30 Tcf gazu ziemnego.1 Podobnie jak w przypadku wielu sukcesów związanych z ropą naftową i gazem, ta historia zaczyna się od wczesnych sukcesów poszukiwań na lądzie, po których następuje przedłużający się okres rozczarowania w eksploracji od wybrzeża do szelfu, zakończony sukcesem na wodach głębokich.
Ostateczny sukces jest świadectwem wytrwałości i sukcesów poszukiwawczych rządów Gujany i Surinamu oraz ich agencji naftowych, a także wykorzystania IOC na afrykańskich obrzeżach konwersji do sprzężonych obrzeży konwersji w Ameryce Południowej. Udane odwierty w basenie Gujana-Surinam są wynikiem połączenia czynników, z których większość jest związana z technologią.
W ciągu najbliższych 5 lat obszar ten będzie szczytem wydobycia ropy i gazu, a istniejące odkrycia staną się obszarem oceny/rozwoju;kilku odkrywców wciąż szuka odkryć.
Eksploracja na lądzie. W Surinamie i Gujanie wycieki ropy były znane od XIX do XX wieku. Podczas prac poszukiwawczych w Surinamie odkryto ropę na głębokości 160 m podczas wiercenia w poszukiwaniu wody na kampusie w wiosce Kalkuta.2 Lądowe pole Tambaredjo (15-17 oAPI ropy) zostało odkryte w 1968 r. Pierwsza ropa rozpoczęła się w 1982 r. Satelitarne pola naftowe do Kalkuty i Tambared jo. Oryginalna wartość STOOIP dla tych pól to 1 Bbbl ropy. Obecnie produkcja na tych polach wynosi około 16 000 baryłek dziennie.2 Ropa Petronas jest przetwarzana w rafinerii Tout Lui Faut z dzienną wydajnością 15 000 baryłek do produkcji oleju napędowego, benzyny, oleju opałowego i bitumu.
Gujana nie odniosła takiego samego sukcesu na lądzie;Od 1916 r. wywiercono 13 odwiertów, ale tylko w dwóch wydobyto ropę3. Eksploracja ropy naftowej na lądzie w latach czterdziestych XX wieku zaowocowała badaniem geologicznym basenu Takatu. W latach 1981–1993 wykonano trzy odwierty, wszystkie suche lub niekomercyjne. Odwierty potwierdziły obecność grubych czarnych łupków z epoki cenomańsko-turońskiej (znanych jako Canje Fm), odpowiadających formacji La Luna w Wenezueli .
Wenezuela ma bogatą historię poszukiwań i produkcji ropy naftowej.4 Sukces odwiertów sięga 1908 roku, najpierw w odwiercie Zumbaque 1 na zachodzie kraju.5 Podczas pierwszej wojny światowej oraz w latach 20. i 30. XX wieku wydobycie z jeziora Maracaibo nadal rosło. bbl rezerw ropy;zbiornik ten jest obecnie numerem jeden w rezerwatach Wenezueli. Formacja La Luna (cenomańsko-turońska) jest światowej klasy skałą źródłową dla większości ropy. La Luna7 jest odpowiedzialna za większość ropy odkrytej i wyprodukowanej w basenie Maracaibo i kilku innych basenach w Kolumbii, Ekwadorze i Peru. Skały źródłowe znalezione u wybrzeży Gujany i Surinamu mają podobne właściwości i są w tym samym wieku, co te znalezione w La Luna.
Poszukiwanie ropy naftowej na morzu w Gujanie: obszar szelfu kontynentalnego. Prace poszukiwawcze na szelfie kontynentalnym oficjalnie rozpoczęto w 1967 r. Od 7 odwiertów Offshore-1 i -2 w Gujanie. Przed wierceniem Arapaima-1, a następnie Horseshoe-1 w 2000 r. oraz Eagle-1 i Jaguar-1 w 2012 r., upłynęła 15-letnia przerwa;tylko Abary-1, odwiercony w 1975 r., ma płynną ropę (37 oAPI). Chociaż brak jakichkolwiek odkryć ekonomicznych jest rozczarowujący, odwierty te są ważne, ponieważ potwierdzają, że dobrze funkcjonujący system naftowy produkuje ropę.
Eksploracja ropy naftowej na morzu Surinam: obszar szelfu kontynentalnego. Historia eksploracji szelfu kontynentalnego Surinamu odzwierciedla historię Gujany. W 2011 r. odwiercono łącznie 9 odwiertów, z których 3 miały pokazy ropy;inne były suche. Znowu brak odkryć ekonomicznych jest rozczarowujący, ale odwierty potwierdzają, że dobrze funkcjonujący system naftowy produkuje ropę.
ODP Leg 207 wiercił w 2003 roku pięć miejsc na wzniesieniu Demerara, które oddziela Basen Gujany-Surinam od wybrzeża Gujany Francuskiej. Co ważne, we wszystkich pięciu odwiertach natrafiono na tę samą skałę źródłową cenomańsko-turońskiej formacji Canje, którą znaleziono w studniach Gujany i Surinamu, co potwierdza obecność skały źródłowej La Luna.
Udana eksploracja peryferii Afryki rozpoczęła się wraz z odkryciem ropy Tullow w 2007 r. na złożu Jubilee w Ghanie. Po jej sukcesie w 2009 r. odkryto kompleks TEN na zachód od Jubilee. Te sukcesy skłoniły narody Afryki Równikowej do oferowania licencji głębinowych, które firmy naftowe anektowały, co skłoniło do poszukiwań od Wybrzeża Kości Słoniowej po Liberię i Sierra Leone. rodzaje gier były bardzo nieskuteczne w znalezieniu akumulacji ekonomicznej. Ogólnie rzecz biorąc, im dalej na zachód od Ghany, wzdłuż obrzeży Afryki, tym bardziej spada wskaźnik sukcesu.
Podobnie jak w przypadku większości sukcesów Afryki Zachodniej w Angoli, Kabindzie i na morzach północnych, te głębokowodne sukcesy Ghany potwierdzają podobną koncepcję gier. Koncepcja rozwoju opiera się na światowej klasy dojrzałej skale źródłowej i powiązanym systemie ścieżek migracji. Zbiornik to głównie piasek rynnowy na zboczach, zwany turbidytem. Pułapki nazywane są pułapkami stratygraficznymi i opierają się na solidnych uszczelnieniach górnych i bocznych (łupkach). Pułapki strukturalne są rzadkie. Reakcje ic piaskowców węglowodoronośnych z mokrych piaskowców. Każda firma naftowa zachowuje w tajemnicy swoją wiedzę techniczną dotyczącą sposobu zastosowania tej technologii. Każdy kolejny odwiert wykorzystywano do dostosowywania tej metody. Raz sprawdzone podejście to może znacznie ograniczyć ryzyko związane z wierceniem otworów oceniających i zagospodarowujących oraz nowych perspektyw.
Geolodzy często odwołują się do terminu „trendologia”. Jest to prosta koncepcja, która pozwala geologom przenosić swoje pomysły eksploracyjne z jednego basenu do drugiego. W tym kontekście wiele IOC, które odniosły sukces w Afryce Zachodniej i afrykańskich peryferiach przejściowych, jest zdeterminowanych, aby zastosować te koncepcje na południowoamerykańskim marginesie równikowym (SAEM). W rezultacie na początku 2010 roku firma uzyskała licencje na głębokowodne bloki przybrzeżne w Gujanie, Surinamie i Gujanie Francuskiej.
Tullow Oil, odkryta we wrześniu 2011 r. podczas wiercenia Zaedyus-1 na głębokości 2000 m u wybrzeży Gujany Francuskiej, była pierwszą firmą, która znalazła znaczące węglowodory w SAEM. Tullow Oil ogłosił, że odwiert znalazł 72 m wentylatorów netto w dwóch turbidytach. Trzy odwierty rozpoznawcze napotkają gruby piasek, ale nie będzie żadnych węglowodorów komercyjnych.
Gujana odnosi sukces. ExxonMobil/Hess et al. Odkrycie słynnego obecnie odwiertu Liza-1 (Liza-1 Well 12) zostało ogłoszone w maju 2015 r. w licencji Stabroek na morzu w Gujanie. Rezerwuarem jest piasek turbidytowy z górnej kredy. W kolejnym odwiercie Skipjack-1 wykonanym w 2016 r. nie znaleziono komercyjnych węglowodorów. W 2020 r. partnerzy Stabroek ogłosili łącznie 18 odkryć o łącznym zasobie możliwym do wydobycia wynoszącym ponad 8 baryłek ropy (ExxonMobil)! Partnerzy Stabroek odpowiadają na obawy dotyczące reakcji sejsmicznej zbiorników zawierających węglowodory w stosunku do zbiorników warstwy wodonośnej (Hess Investor, Investor Day 2018 8).
Co ciekawe, ExxonMobil i jego partnerzy odkryli ropę naftową w zbiorniku węglanowym odwiertu Ranger-1 ogłoszonego w 2018 roku. Istnieją dowody na to, że jest to zbiornik węglanowy zbudowany na szczycie osiadania wulkanu.
Odkrycie Haimara-18 zostało ogłoszone w lutym 2019 r. jako odkrycie kondensatu w wysokiej jakości zbiorniku o długości 63 m. Haimara-1 graniczy z granicą między Stabroek w Gujanie a blokiem 58 w Surinamie.
Tullow i partnerzy (licencja Orinduik) dokonali dwóch odkryć podczas odkrycia kanału rampy Stabroek:
ExxonMobil i jego partner (Kaieteur Block) ogłosili 17 listopada 2020 r., że odwiert Tanager-1 był odkryciem, ale został uznany za niekomercyjny. W odwiercie znaleziono 16 m netto ropy w wysokiej jakości piaskach mastrychtu, ale analiza płynu wykazała, że ​​ropa jest cięższa niż w zagospodarowaniu Liza. W głębszych formacjach santonu i turonu odkryto wysokiej jakości złoża. Dane są nadal oceniane.
Na morzu Surinam trzy głębokie odwierty poszukiwawcze wykonane w latach 2015-2017 były otworami suchymi. Apache wykonał dwa suche otwory (Popokai-1 i Kolibrie-1) w Bloku 53, a Petronas wykonał suchy otwór Roselle-1 w Bloku 52, Rysunek 2.
Tullow na morzu Surinam ogłosił w październiku 2017 r., że w odwiercie Araku-1 nie ma znaczących skał zbiornikowych, ale wykazano obecność kondensatu gazowego.11 Odwiert został wykonany ze znacznymi anomaliami amplitudy sejsmicznej. Wyniki tego odwiertu wyraźnie pokazują ryzyko/niepewność towarzyszące anomaliom amplitudy i ilustrują potrzebę danych z odwiertu, w tym danych rdzeniowych, w celu rozwiązania problemów z rozdzielczością sejsmiczną.
Kosmos wykonał dwa suche otwory (Anapai-1 i Anapai-1A) w Bloku 45 w 2018 r.16 oraz suchy otwór Pontoenoe-1 w Bloku 42.
Najwyraźniej na początku 2019 r. perspektywy dla głębokich wód Surinamu są ponure. Ale sytuacja ma się radykalnie poprawić!
Na początku stycznia 2020 r. w Bloku 58 w Surinamie firma Apache/Total17 poinformowała o odkryciu ropy naftowej w otworze poszukiwawczym Maka-1, który został wykonany pod koniec 2019 r. Maka-1 jest pierwszym z czterech kolejnych odkryć, które Apache/Total ogłosi w 2020 r. (inwestorzy Apache). zbiornik jest bardzo dobry. Total zostanie operatorem Bloku 58 w 2021 roku. Trwa wiercenie otworu rozpoznawczego.
Petronas18 ogłosił odkrycie ropy naftowej w odwiercie Sloanea-1 11 grudnia 2020 r. Ropa znaleziona w kilku piaskach Kampanii. Blok 52 to trend i wschód, który Apache znalazł w bloku 58.
Ponieważ poszukiwania i oceny będą kontynuowane w 2021 r., w okolicy będzie wiele perspektyw do obserwowania.
Odwierty w Gujanie do obserwacji w 2021 r. ExxonMobil i partnerzy (Canje Block)19 właśnie ogłosili 3 marca 2021 r., że odwiert Bulletwood-1 był odwiertem suchym, ale wyniki wskazywały na funkcjonujący system naftowy w bloku. Kolejne odwierty w bloku Canje są wstępnie zaplanowane na I kwartał 2021 r. (Jabillo-1) i II kwartał 2021 r. (Sapote-1).20
ExxonMobil i partnerzy w bloku Stabroek planują wykonać odwiert Krobia-1 16 mil na północny wschód od złoża Liza. Następnie odwiert Redtail-1 zostanie wykonany 12 mil na wschód od złoża Liza.
W bloku Corentyne (CGX i in.) w 2021 r. może zostać wywiercony odwiert w celu przetestowania perspektywy Santonian Kawa. Jest to trend dla amplitud santonowskich, z podobnym wiekiem znalezionym w bloku 58 Stabroek i Surinam. Termin wiercenia odwiertu został przedłużony do 21 listopada 2021 r.
Odwierty w Surinamie do obejrzenia w 2021 r. Tullow Oil wykonał odwiert GVN-1 w Bloku 47 24 stycznia 2021 r. Celem tego odwiertu jest podwójny cel w turbidycie górnej kredy. Tullow zaktualizował sytuację 18 marca, mówiąc, że odwiert osiągnął wysoką jakość i napotkał zbiornik wysokiej jakości, ale wykazał niewielkie ilości ropy. Ciekawe będzie, jak ten dobry wynik wpłynie na przyszłe odwierty NNE z Apache i Petrony. znalezisk do bloków 42, 53, 48 i 59.
Na początku lutego firma Total/Apache wykonała odwiert rozpoznawczy w Bloku 58, najwyraźniej zanurzając się po odkryciu w bloku. Następnie w tym roku może zostać wykonany odwiert poszukiwawczy Bonboni-1 na najbardziej wysuniętym na północ krańcu Bloku 58. Ciekawe będzie, czy węglany Walkera w Bloku 42 w przyszłości będą podobne do odkrycia Ranger-1 w Stabroek. Przeprowadź testy.
Surinam Licensing Round.Staatsolie ogłosiła rundę licencyjną na lata 2020-2021 dla ośmiu licencji rozciągających się od Shoreline do Apache/Total Block 58. Wirtualny pokój danych zostanie otwarty 30 listopada 2020 r. Oferty wygasną 30 kwietnia 2021 r.
Plan rozwoju Starbrook. ExxonMobil i Hess opublikowały szczegóły swoich planów zagospodarowania złóż, które można znaleźć w różnych lokalizacjach, ale Hess Investor Day 8 grudnia 2018 r. to dobry początek. Liza jest rozwijana w trzech fazach, przy czym pierwsza ropa pojawi się w 2020 r., pięć lat po odkryciu, rysunek 3. FPSO związane z zagospodarowaniem podwodnym są przykładem ich próby obniżenia kosztów, aby uzyskać wczesną produkcję — a nawet ceny — w czasie, gdy ceny ropy Brent są niskie .
ExxonMobil ogłosił, że planuje przedstawić plany czwartego dużego rozwoju Stabroek do końca 2021 roku.
wyzwanie. Nieco ponad rok po historycznie ujemnych cenach ropy, branża odbiła, ceny ropy WTI przekroczyły 65 USD, a basen Gujana-Surinam stał się najbardziej ekscytującym wydarzeniem lat 20. XXI wieku. Na tym obszarze udokumentowano odwierty. Według Westwooda stanowią one ponad 75% ropy odkrytej w ostatniej dekadzie i co najmniej 50% gazu ziemnego znalezionego w klastycznych pułapkach stratygraficznych.
Największym wyzwaniem nie są właściwości zbiorników, ponieważ wydaje się, że zarówno skała, jak i płyn mają wymaganą jakość. Nie jest to technologia, ponieważ technologia głębinowa jest rozwijana od lat 80. XX wieku. Prawdopodobnie skorzysta z tej okazji od samego początku, aby wdrożyć najlepsze praktyki branżowe w produkcji na morzu. Umożliwi to agencjom rządowym i sektorowi prywatnemu opracowanie przepisów i polityk w celu osiągnięcia ram przyjaznych dla środowiska oraz umożliwi wzrost gospodarczy i społeczny w obu krajach.
Niezależnie od tego branża będzie uważnie obserwować Gujanę-Surinam przez co najmniej ten rok i następne pięć lat. W niektórych przypadkach rządy, inwestorzy i firmy wydobywcze mają wiele możliwości uczestniczenia w wydarzeniach i działaniach, na które pozwala Covid. Obejmują one:
Endeavour Management to firma konsultingowa w zakresie zarządzania, która współpracuje z klientami w celu osiągnięcia rzeczywistej wartości z ich strategicznych inicjatyw w zakresie transformacji. Endeavour utrzymuje podwójną perspektywę prowadzenia firmy poprzez dostarczanie energii, działając jednocześnie jako katalizator transformacji firmy poprzez stosowanie kluczowych zasad przywództwa i strategii biznesowych.
50-letnie dziedzictwo firmy zaowocowało szerokim portfolio sprawdzonych metod, które umożliwiają konsultantom Endeavour dostarczanie najwyższej jakości strategii transformacji, doskonałości operacyjnej, rozwoju przywództwa, konsultingowego wsparcia technicznego i wsparcia decyzji. Konsultanci Endeavour mają dogłębną wiedzę operacyjną i szerokie doświadczenie branżowe, co pozwala naszemu zespołowi szybko zrozumieć firmy naszych klientów i dynamikę rynku.
Wszystkie materiały podlegają ściśle egzekwowanym prawom autorskim, przed skorzystaniem z tej witryny prosimy o zapoznanie się z naszymi Warunkami, Polityką plików cookie i Polityką prywatności.