În această regiune promițătoare, operatorii sunt acum provocați să treacă de la un model de explorare/evaluare la cele mai bune practici pentru dezvoltare și producție.
Descoperirile recente din bazinul Guyana-Surinam demonstrează o valoare estimată a 10+ Bbbl de resurse de petrol și peste 30 Tcf de gaz natural.1 Ca și în cazul multor succese în petrol și gaze, aceasta este o poveste care începe cu succesul timpuriu al explorării pe uscat, urmat de o perioadă prelungită de dezamăgire a explorării de la coastă până la raft, culminând cu succesul în apă adâncă.
Succesul final este o dovadă a perseverenței și succesului de explorare al guvernelor din Guyana și Surinam și al agențiilor lor petroliere și al utilizării IOC-urilor în franja de conversie africană la marginea conjugată a conversiei sud-americane. Sondele de succes din bazinul Guyana-Suriname sunt rezultatul unei combinații de factori, dintre care majoritatea sunt legați de tehnologie.
În următorii 5 ani, această zonă va fi punctul culminant al petrolului și gazelor, descoperirile existente devenind o zonă de evaluare/dezvoltare;câțiva exploratori încă caută descoperiri.
Explorare pe uscat. În Surinam și Guyana, scurgerile de petrol au fost cunoscute din anii 1800 până în anii 1900. Explorările din Surinam au descoperit petrol la o adâncime de 160 m în timp ce fora pentru apă într-un campus din satul Kolkata. Au fost adăugate Kolkata și Tambaredjo. STOOIP inițial pentru aceste câmpuri este de 1 barili de petrol. În prezent, producția acestor câmpuri este de aproximativ 16.000 de barili pe zi.2 Țițeiul Petronas este procesat la rafinăria Tout Lui Faut, cu o producție zilnică de 15.000 de barili pentru producția de motorină, benzină, păcură, bitum.
Guyana nu a avut același succes pe uscat;13 sonde au fost forate din 1916, dar doar două au văzut petrol.3 Explorarea petrolieră pe uscat în anii 1940 a dus la un studiu geologic al bazinului Takatu. Trei puțuri au fost forate între 1981 și 1993, toate uscate sau necomerciale. Formare în Venezuela.
Venezuela are o istorie înfloritoare de explorare și producție de petrol.4 Succesul forajului datează din 1908, mai întâi la puțul Zumbaque 1 din vestul țării, 5 În timpul Primului Război Mondial și în anii 1920 și 1930, producția din Lacul Maracaibo a continuat să crească. 78 Bbbl de rezerve de petrol;acest rezervor ocupă locul actual al Venezuelei în rezerve. Formațiunea La Luna (Cenomanian-Turonian) este roca sursă de clasă mondială pentru cea mai mare parte a petrolului. La Luna7 este responsabilă pentru cea mai mare parte a petrolului descoperit și produs în bazinul Maracaibo și în alte câteva bazine din Columbia, Ecuador și Peru.
Explorarea petrolieră în larg în Guyana: zona platformei continentale. Lucrările de explorare pe platforma continentală au început oficial în 1967 cu 7 puțuri Offshore-1 și -2 în Guyana. A existat un interval de 15 ani înainte de forarea Arapaima-1, urmată de Horseshoe-1 în 2000 și sondele de petrol din Jaguar Nine-1 și sondele de petrol sau Eagle-1ix din Jaguar. s;numai Abary-1, forat în 1975, are petrol curgător (37 oAPI). În timp ce lipsa oricăror descoperiri economice este dezamăgitoare, aceste sonde sunt importante deoarece confirmă că un sistem petrolier care funcționează bine produce petrol.
Explorare petrolieră offshore Suriname: zona platoului continental. Povestea explorării platformei continentale a Surinamului o oglindește pe cea a Guyanei. Un total de 9 sonde au fost forate în 2011, dintre care 3 au avut spectacole de petrol;celelalte erau uscate. Din nou, lipsa descoperirilor economice este dezamăgitoare, dar puțurile confirmă că un sistem petrolier care funcționează bine produce petrol.
ODP Leg 207 a forat cinci site-uri în 2003 pe Rise Demerara care separă bazinul Guyana-Surinam de insula Guyana Franceză. Important, toate cele cinci sonde au întâlnit aceeași rocă sursă din formația Canje Cenomanian-Turonian găsită în puțurile Guyana și Surinam, confirmând prezența rocii sursă La Luna.
Explorarea de succes a marginilor de tranziție a Africii a început odată cu descoperirea petrolului Tullow în 2007 la zăcământul Jubilee din Ghana. După succesul său din 2009, complexul TEN a fost descoperit la vest de Jubilee. Aceste succese au determinat națiunile africane ecuatoriale să ofere licențe de ape adânci, pe care companiile petroliere le-au anexat din Coasta de Sierra Leone, determinând explorarea în Sierra Leone. pentru aceleași tipuri de piese de teatru nu a reușit să găsească acumularea economică. În general, cu cât te îndepărtezi spre vest de Ghana de-a lungul marginilor tranziției Africii, cu atât rata de succes scade.
Ca și în cazul majorității succeselor Africii de Vest din Angola, Cabinda și mările nordice, aceste succese din Ghana de adâncime confirmă un concept similar de joc. Conceptul de dezvoltare se bazează pe o rocă sursă matură de clasă mondială și un sistem de căi de migrație asociat. Rezervorul este în principal nisip de canal de pantă, numit turbidită. că, forând găuri uscate, ei trebuiau să diferențieze răspunsurile seismice ale gresiilor purtătoare de hidrocarburi de gresiile umede. Fiecare companie petrolieră își păstrează secretă expertiza tehnică cu privire la modul de aplicare a tehnologiei. Fiecare sondă ulterioară a fost folosită pentru a ajusta această metodă. Odată dovedită, această abordare poate reduce semnificativ riscurile asociate cu forajul de evaluare și dezvoltare a puțurilor și a noilor perspective.
Geologii se referă adesea la termenul „trendologie”. Este un concept simplu care le permite geologilor să-și transfere ideile de explorare dintr-un bazin în altul. În acest context, multe IOC care au avut succes în Africa de Vest și marginea de tranziție africană sunt hotărâte să aplice aceste concepte la Marja Ecuatorială din America de Sud (SAEM). Drept urmare, la începutul anului 2010, compania a obținut licențe pentru blocul francez de Guyana Surname și în insula Guyana.
Descoperită în septembrie 2011 prin forarea Zaedyus-1 la o adâncime de 2.000 m în largul Guayanei Franceze, Tullow Oil a fost prima companie care a găsit hidrocarburi semnificative în SAEM.
Guyana reușește.ExxonMobil/Hess și colab.Descoperirea celebrului fântână Liza-1 (Liza-1 Well 12) a fost anunțată în mai 2015 în licența Stabroek în largul Guyanei.Nisipul turbidit din Cretacicul superior este rezervorul. Următoarea sondă Skipjack-1 nu a fost forată în 2016, partenerul comercial Stabroek. au anunțat un total de 18 descoperiri cu o resursă totală recuperabilă de peste 8 barili de petrol (ExxonMobil)! Partenerii Stabroek abordează preocupările legate de răspunsul seismic al zăcămintelor de hidrocarburi față de acvifer (Hess Investor, Investor Day 2018 8).
În mod interesant, ExxonMobil și partenerii săi au descoperit petrol în rezervorul de carbonat al sondei Ranger-1, anunțat în 2018. Există dovezi că acesta este un rezervor de carbonat construit deasupra unui vulcan în tasare.
Descoperirea Haimara-18 a fost anunțată în februarie 2019 ca o descoperire de condensat într-un rezervor de înaltă calitate de 63 m. Haimara-1 se învecinează cu granița dintre Stabroek din Guyana și Blocul 58 din Suriname.
Tullow și partenerii (licență Orinduik) au făcut două descoperiri în descoperirea canalului de rampă a lui Stabroek:
ExxonMobil și partenerul său (Blocul Kaieteur) au anunțat pe 17 noiembrie 2020 că sonda Tanager-1 a fost o descoperire, dar a fost considerată necomercială. Sonda a găsit 16 m de petrol net în nisipuri Maastrichtian de înaltă calitate, dar analiza fluidelor a indicat petrol mai greu decât în ​​dezvoltarea Liza. Rezervoare de înaltă calitate au fost încă descoperite în formațiunile de Turonper din Santoan.
În largul Surinamului, trei sonde de explorare de adâncime forate între 2015 și 2017 au fost puțuri uscate. Apache a forat două găuri uscate (Popokai-1 și Kolibrie-1) în Blocul 53, iar Petronas a forat o gaură uscată Roselle-1 în Blocul 52, Figura 2.
Offshore Surinam, Tullow a anunțat în octombrie 2017 că sonda Araku-1 nu a avut roci de rezervor semnificative, dar a demonstrat prezența condensului de gaz.11 Sonda a fost forată cu anomalii semnificative de amplitudine seismică. Rezultatele acestei sonde demonstrează în mod clar riscul/incertitudinea din jurul anomaliilor de amplitudine și ilustrează nevoia de date seismice de la sondă, pentru a rezolva problemele seismice.
Kosmos a forat două găuri uscate (Anapai-1 și Anapai-1A) în blocul 45 în 201816 și gaura uscată Pontoenoe-1 în blocul 42.
În mod clar, până la începutul lui 2019, perspectivele pentru apele adânci ale Surinamului sunt sumbre. Dar această situație este pe cale să se îmbunătățească dramatic!
La începutul lunii ianuarie 2020, la blocul 58 din Surinam, Apache/Total17 a anunțat descoperirea de petrol la sonul de explorare Maka-1, care a fost forat la sfârșitul anului 2019. Maka-1 este prima dintre cele patru descoperiri consecutive pe care Apache/Total le va anunța în 2020 (investitori Apache). s. Potrivit rapoartelor, calitatea lacului de acumulare este foarte bună. Total va deveni operatorul Blocului 58 în 2021. Se forează o sondă de evaluare.
Petronas18 a anunțat descoperirea petrolului la sondele Sloanea-1 pe 11 decembrie 2020. Petrol găsit în mai multe nisipuri din Campania. Blocul 52 este o tendință și la est pe care Apache l-a găsit în Blocul 58.
Pe măsură ce explorarea și evaluările continuă în 2021, vor fi multe perspective în zonă de urmărit.
Fântâni din Guyana de urmărit în 2021. ExxonMobil și partenerii (Canje Block)19 tocmai au anunțat pe 3 martie 2021 că sonda Bulletwood-1 a fost o sondă uscată, dar rezultatele au indicat un sistem de petrol funcțional în bloc. Sondele de urmărire din blocul Canje sunt programate provizoriu pentru Q1 2021 (Jabillo-2020) și Q1120202.
ExxonMobil și partenerii din blocul Stabroek plănuiesc să foreze puțul Krobia-1 la 16 mile nord-est de câmpul Liza. Ulterior, puțul Redtail-1 va fi forat la 12 mile est de câmpul Liza.
La blocul Corentyne (CGX și colab.), o sondă poate fi forată în 2021 pentru a testa prospectul Santonian Kawa. Aceasta este o tendință pentru amplitudinile Santonian, cu vârste similare găsite în Stabroek și Suriname Block 58. Termenul limită pentru forarea sondei a fost prelungit până la 21 noiembrie 2021.
Sondele din Surinam de urmărit în 2021. Tullow Oil a forat sonda GVN-1 din blocul 47 pe 24 ianuarie 2021. Ținta acestei sonde este o țintă dublă în turbidita Cretacicului superior. Tullow a actualizat situația pe 18 martie, spunând că sonda a ajuns la TD și a întâlnit o cantitate mică de petrol, dar va arăta o cantitate mare de petrol, dar de bună calitate. rezultatul afectează viitoarele sonde NNE de la descoperirile Apache și Petronas până la blocurile 42, 53, 48 și 59.
La începutul lunii februarie, Total/Apache a forat o sondă de evaluare în blocul 58, aparent căpătând de la o descoperire în bloc. Ulterior, sonda de explorare Bonboni-1 din vârful cel mai nordic al blocului 58 poate fi forată în acest an. Va fi interesant de văzut dacă carbonații Walker din blocul 42 se vor descoperi în viitor ca la testarea Ranger-1.
Runda de licențiere Suriname.Staatsolie a anunțat o rundă de licențiere 2020-2021 pentru opt licențe care se extind de la Shoreline la Apache/Total Block 58. Sala de date virtuală se deschide pe 30 noiembrie 2020. Ofertele vor expira pe 30 aprilie 2021.
Planul de dezvoltare Starbrook. ExxonMobil și Hess au publicat detalii despre planurile lor de dezvoltare a câmpului, care pot fi găsite în diferite locații, dar Hess Investor Day 8 decembrie 2018 este un loc bun pentru a începe. Liza este dezvoltată în trei faze, primul petrol apărând în 2020, la cinci ani după descoperire, Figura 3. preturile sunt mici.
ExxonMobil a anunțat că intenționează să prezinte planuri pentru a patra dezvoltare majoră a lui Stabroek până la sfârșitul anului 2021.
provocare.La doar peste un an de la prețurile negative istorice ale petrolului, industria și-a revenit, prețurile WTI de peste 65 USD, iar bazinul Guyana-Surinam devenind cea mai interesantă dezvoltare a anilor 2020. Sondele de descoperire au fost documentate în zonă. Potrivit Westwood, reprezintă mai mult de 75% din petrolul descoperit în ultimul deceniu din straturile de gaze naturale găsite în cel puțin 10% din straturile și straturile de gaze naturale descoperite. unul
Cea mai mare provocare nu sunt proprietățile rezervorului, deoarece atât roca, cât și fluidul par să aibă calitatea necesară. Nu este tehnologie, deoarece tehnologia apelor adânci a fost dezvoltată încă din anii 1980. Este probabil să profite de această oportunitate încă de la început pentru a implementa cele mai bune practici din industrie în producția offshore. Acest lucru va permite agențiilor guvernamentale și sectorului privat să dezvolte reglementări și politici pentru a realiza un cadru de creștere economic și social prietenos atât cu mediul în țări.
Indiferent, industria va urmări îndeaproape Guyana-Suriname cel puțin în acest an și în următorii cinci ani. În unele cazuri, există multe oportunități pentru guverne, investitori și companii de E&P de a participa la evenimente și activități așa cum permite Covid. Acestea includ:
Endeavour Management este o firmă de consultanță în management care colaborează cu clienții pentru a realiza valoare reală din inițiativele lor strategice de transformare.
Moștenirea de 50 de ani a companiei a rezultat într-un portofoliu vast de metodologii dovedite care le permit consultanților Endeavour să livreze strategii de transformare de top, excelență operațională, dezvoltare a conducerii, asistență tehnică de consultanță și suport pentru decizii. Consultanții Endeavour au perspective operaționale profunde și o vastă experiență în industrie, permițând echipei noastre să înțeleagă rapid companiile noastre și dinamica pieței.
Toate materialele sunt supuse legilor privind drepturile de autor aplicate cu strictețe, vă rugăm să citiți Termenii și condițiile, Politica privind cookie-urile și Politica de confidențialitate înainte de a utiliza acest site.