Trong khu vực đầy hứa hẹn này, các nhà khai thác hiện đang gặp thách thức trong việc chuyển đổi từ mô hình thăm dò/đánh giá sang các phương pháp hay nhất để phát triển và sản xuất.
Những khám phá gần đây ở Lưu vực Guyana-Suriname cho thấy ước tính có hơn 10 tỷ tỷ tài nguyên dầu mỏ và hơn 30 Tcf khí đốt tự nhiên.1 Cũng như nhiều thành công về dầu khí, đây là một câu chuyện bắt đầu với thành công ban đầu trong hoạt động thăm dò trên bờ, sau đó là một giai đoạn thất vọng kéo dài trong hoạt động thăm dò từ bờ biển đến thềm lục địa, mà đỉnh điểm là thành công ở vùng nước sâu.
Thành công cuối cùng là minh chứng cho sự kiên trì và thành công trong hoạt động thăm dò của chính phủ Guyana và Suriname cũng như các cơ quan dầu mỏ của họ và việc sử dụng IOC ở vùng chuyển đổi châu Phi sang vùng chuyển đổi liên hợp Nam Mỹ. Các giếng thành công ở Lưu vực Guyana-Suriname là kết quả của sự kết hợp nhiều yếu tố, hầu hết trong số đó liên quan đến công nghệ.
Trong vòng 5 năm tới, khu vực này sẽ là đỉnh cao của dầu khí, với các phát hiện hiện có trở thành khu vực đánh giá/phát triển;một số nhà thám hiểm vẫn đang tìm kiếm khám phá.
Thăm dò trên bờ. Ở Suriname và Guyana, các vụ rò rỉ dầu đã được biết đến từ những năm 1800 đến những năm 1900. Hoạt động thăm dò ở Suriname đã phát hiện ra dầu ở độ sâu 160 m trong khi khoan tìm nước tại một khuôn viên ở làng Kolkata.2 Mỏ Tambaredjo trên bờ (dầu 15-17 oAPI) được phát hiện vào năm 1968. Lần khai thác dầu đầu tiên bắt đầu vào năm 1982. Các mỏ dầu vệ tinh đến Kolkata và Tambaredjo đã được bổ sung. STOOIP ban đầu cho các mỏ này là dầu 1 Bbbl. Hiện tại, sản lượng của các mỏ này là khoảng 16.000 thùng mỗi ngày.2 Dầu thô của Petronas được xử lý tại nhà máy lọc dầu Tout Lui Faut với sản lượng hàng ngày là 15.000 thùng để sản xuất dầu diesel, xăng, dầu nhiên liệu và nhựa đường.
Guyana đã không đạt được thành công tương tự trên đất liền;13 giếng đã được khoan kể từ năm 1916, nhưng chỉ có hai giếng có dầu.3 Việc thăm dò dầu khí trên bờ vào những năm 1940 đã dẫn đến một nghiên cứu địa chất về Lưu vực Takatu. Ba giếng đã được khoan từ năm 1981 đến 1993, tất cả đều khô hoặc phi thương mại. Các giếng đã xác nhận sự hiện diện của đá phiến sét đen dày, tuổi Cenomanian-Turonian (được gọi là Canje Fm), tương đương với hệ tầng La Luna ở Venezuela.
Venezuela có một lịch sử phát triển mạnh về khai thác và sản xuất dầu.4 Thành công của hoạt động khoan bắt đầu từ năm 1908, lần đầu tiên tại giếng Zumbaque 1 ở phía tây đất nước,5 Trong Chiến tranh thế giới thứ nhất và trong những năm 1920 và 1930, sản lượng khai thác từ Hồ Maracaibo tiếp tục tăng.hồ chứa này xếp hạng số một về trữ lượng hiện tại của Venezuela. Sự hình thành La Luna (Cenomanian-Turonian) là đá nguồn đẳng cấp thế giới cho hầu hết dầu. La Luna7 chịu trách nhiệm cho hầu hết dầu được phát hiện và sản xuất ở Lưu vực Maracaibo và một số lưu vực khác ở Colombia, Ecuador và Peru. Đá nguồn được tìm thấy ngoài khơi Guyana và Suriname có đặc điểm tương tự và cùng độ tuổi với đá tìm thấy ở La Luna.
Thăm dò dầu khí ngoài khơi ở Guyana: Khu vực thềm lục địa. Công việc thăm dò trên thềm lục địa chính thức bắt đầu vào năm 1967 với 7 giếng Offshore-1 và -2 ở Guyana. Khoảng cách 15 năm trước khi Arapaima-1 được khoan, tiếp theo là Horseshoe-1 vào năm 2000 và Eagle-1 và Jaguar-1 vào năm 2012. Sáu trong số chín giếng có biểu hiện dầu khí;chỉ có Abary-1, được khoan vào năm 1975, có dầu chảy được (37 oAPI). Mặc dù việc thiếu bất kỳ phát hiện kinh tế nào là đáng thất vọng, nhưng những giếng này rất quan trọng vì chúng xác nhận rằng một hệ thống dầu vận hành tốt đang sản xuất dầu.
Thăm dò Dầu khí Ngoài khơi Suriname: Khu vực Thềm lục địa. Câu chuyện thăm dò thềm lục địa của Suriname phản ánh câu chuyện của Guyana. Tổng cộng có 9 giếng đã được khoan trong năm 2011, 3 trong số đó có biểu hiện dầu;các giếng khác khô cạn. Một lần nữa, việc thiếu các khám phá kinh tế là đáng thất vọng, nhưng các giếng xác nhận rằng một hệ thống dầu hoạt động tốt đang sản xuất dầu.
ODP Leg 207 đã khoan năm địa điểm vào năm 2003 trên Demerara Rise ngăn cách Lưu vực Guyana-Suriname với ngoài khơi Guiana thuộc Pháp. Điều quan trọng là cả năm giếng đều gặp phải cùng một loại đá nguồn Hệ tầng Cenomanian-Turonian Canje được tìm thấy trong các giếng Guyana và Suriname, xác nhận sự hiện diện của đá nguồn La Luna.
Việc thăm dò thành công các rìa chuyển tiếp của châu Phi bắt đầu với việc phát hiện ra dầu Tullow vào năm 2007 tại mỏ Jubilee ở Ghana. Sau thành công của nó vào năm 2009, tổ hợp TEN được phát hiện ở phía tây Jubilee. tích lũy. Nói chung, bạn càng đi xa về phía tây từ Ghana dọc theo rìa quá trình chuyển đổi của Châu Phi, tỷ lệ thành công càng giảm xuống.
Giống như hầu hết những thành công của Tây Phi ở Ăng-gô-la, Cabinda và các vùng biển phía bắc, những thành công ở vùng nước sâu này của Ghana xác nhận một khái niệm trò chơi tương tự. Khái niệm phát triển dựa trên một loại đá mẹ trưởng thành tầm cỡ thế giới và hệ thống con đường di cư liên quan. Hồ chứa chủ yếu là cát kênh dốc, được gọi là turbidite. Bẫy được gọi là bẫy địa tầng và dựa vào các lớp đệm rắn trên đỉnh và bên (đá phiến sét). Bẫy kết cấu rất hiếm. Các công ty dầu mỏ đã sớm phát hiện ra rằng, bằng cách khoan các lỗ khô, họ cần phân biệt các phản ứng địa chấn của chất mang hydrocarbon đá sa thạch từ đá sa thạch ướt. Mỗi công ty dầu mỏ đều giữ bí mật chuyên môn kỹ thuật của mình về cách áp dụng công nghệ. Mỗi giếng tiếp theo được sử dụng để điều chỉnh phương pháp này. Sau khi được chứng minh, phương pháp này có thể giảm đáng kể rủi ro liên quan đến việc đánh giá và phát triển giếng khoan cũng như các triển vọng mới.
Các nhà địa chất thường đề cập đến thuật ngữ "xu hướng học". Đó là một khái niệm đơn giản cho phép các nhà địa chất chuyển ý tưởng thăm dò của họ từ lưu vực này sang lưu vực khác. Trong bối cảnh này, nhiều IOC đã thành công ở Tây Phi và rìa chuyển tiếp châu Phi quyết tâm áp dụng các khái niệm này cho Bờ Xích đạo Nam Mỹ (SAEM). Kết quả là vào đầu năm 2010, công ty đã nhận được giấy phép cho các khối nước sâu ngoài khơi ở Guyana, Suriname và Guiana thuộc Pháp.
Được phát hiện vào tháng 9 năm 2011 bằng cách khoan Zaedyus-1 ở độ sâu 2.000 m ngoài khơi Guiana thuộc Pháp, Tullow Oil là công ty đầu tiên tìm thấy các hydrocacbon quan trọng trong SAEM. Tullow Oil thông báo rằng giếng này đã tìm thấy 72 m quạt ròng trong hai turbidite. Ba giếng thẩm định sẽ gặp cát dày nhưng không có hydrocacbon thương mại.
Guyana đã thành công.ExxonMobil/Hess et al.Việc phát hiện ra Giếng Liza-1 nổi tiếng hiện nay (Liza-1 Giếng 12) đã được công bố vào tháng 5 năm 2015 trong giấy phép của Stabroek ngoài khơi Guyana. Cát turbidite của kỷ Phấn trắng Thượng là hồ chứa. Giếng Skipjack-1 được khoan tiếp theo vào năm 2016 không tìm thấy hydrocarbon thương mại. Năm 2020, các đối tác của Stabroek đã công bố tổng cộng 18 phát hiện với tổng số tài nguyên có thể phục hồi của hơn 8 thùng dầu (ExxonMobil)! Các đối tác của Stabroek giải quyết những lo ngại về phản ứng địa chấn của các hồ chứa chứa hydrocarbon so với các hồ chứa nước (Hess Investor, Ngày đầu tư 2018 8). Đá nguồn có tuổi Albian sâu hơn đã được xác định trong một số giếng.
Điều thú vị là ExxonMobil và các đối tác của họ đã phát hiện ra dầu trong bể chứa cacbonat của giếng Ranger-1 được công bố vào năm 2018. Có bằng chứng cho thấy đây là bể chứa cacbonat được hình thành trên đỉnh của một ngọn núi lửa đang sụt lún.
Phát hiện Haimara-18 đã được công bố vào tháng 2 năm 2019 dưới dạng phát hiện nước ngưng trong hồ chứa chất lượng cao 63 m. Haimara-1 giáp biên giới giữa Stabroek ở Guyana và Khối 58 ở Suriname.
Tullow và các đối tác (giấy phép Orinduik) đã thực hiện hai khám phá trong khám phá kênh dốc của Stabroek:
ExxonMobil và đối tác của họ (Khối Kaieteur) đã thông báo vào ngày 17 tháng 11 năm 2020 rằng giếng Tanager-1 là một phát hiện nhưng được coi là phi thương mại. Giếng đã tìm thấy 16 m dầu ròng trong cát Maastrichtian chất lượng cao, nhưng phân tích chất lỏng cho thấy dầu nặng hơn trong quá trình phát triển Liza. Các vỉa chứa chất lượng cao đã được phát hiện ở các thành tạo Santonia và Turonian sâu hơn. Dữ liệu vẫn đang được đánh giá.
Ngoài khơi Suriname, ba giếng thăm dò nước sâu được khoan từ năm 2015 đến năm 2017 là giếng khô. Apache đã khoan hai lỗ khô (Popokai-1 và Kolibrie-1) ở Lô 53 và Petronas đã khoan một lỗ khô Roselle-1 ở Lô 52, Hình 2.
Ngoài khơi Suriname, Tullow đã công bố vào tháng 10 năm 2017 rằng giếng Araku-1 không có đá chứa đáng kể, nhưng đã chứng minh sự hiện diện của khí ngưng tụ.11 Giếng được khoan với các dị thường biên độ địa chấn đáng kể.
Kosmos đã khoan hai lỗ khô (Anapai-1 và Anapai-1A) ở Khối 45 vào năm 201816 và lỗ khô Pontoenoe-1 ở Khối 42.
Rõ ràng, vào đầu năm 2019, triển vọng đối với vùng nước sâu của Suriname rất ảm đạm. Nhưng tình hình này sắp được cải thiện đáng kể!
Đầu tháng 1 năm 2020, tại Lô 58 ở Suriname, Apache/Total17 đã công bố phát hiện dầu tại giếng thăm dò Maka-1, được khoan vào cuối năm 2019. Maka-1 là phát hiện đầu tiên trong bốn phát hiện liên tiếp mà Apache/Total sẽ công bố vào năm 2020 (các nhà đầu tư của Apache). sẽ trở thành nhà điều hành của Lô 58 vào năm 2021. Một giếng thẩm lượng đang được khoan.
Petronas18 đã thông báo về việc phát hiện ra dầu tại giếng Sloanea-1 vào ngày 11 tháng 12 năm 2020. Dầu được tìm thấy ở một số bãi cát Campania. Khối 52 là một xu hướng và phía đông mà Apache đã tìm thấy trong Khối 58.
Khi việc thăm dò và đánh giá tiếp tục vào năm 2021, sẽ có nhiều triển vọng trong khu vực để theo dõi.
Các giếng Guyana cần theo dõi vào năm 2021. ExxonMobil và các đối tác (Khối Canje)19 vừa thông báo vào ngày 3 tháng 3 năm 2021 rằng giếng Bulletwood-1 là một giếng khô, nhưng kết quả cho thấy một hệ thống dầu đang hoạt động trong khối. Các giếng tiếp theo trong khối Canje dự kiến ​​được lên lịch vào Quý 1 năm 2021 (Jabillo-1) và Quý 2 năm 2021 (Sapote-1).20
ExxonMobil và các đối tác trong lô Stabroek có kế hoạch khoan giếng Krobia-1 cách mỏ Liza 16 dặm về phía đông bắc. Sau đó, giếng Redtail-1 sẽ được khoan cách mỏ Liza 12 dặm về phía đông.
Tại khối Corentyne (CGX và cộng sự), một giếng có thể được khoan vào năm 2021 để kiểm tra triển vọng Santonia Kawa. Đây là xu hướng đối với biên độ Santonian, với độ tuổi tương tự được tìm thấy ở Khối 58 Stabroek và Suriname. Thời hạn khoan giếng đã được gia hạn đến ngày 21 tháng 11 năm 2021.
Các giếng Suriname cần theo dõi vào năm 2021. Tullow Oil đã khoan giếng GVN-1 ở Lô 47 vào ngày 24 tháng 1 năm 2021. Mục tiêu của giếng này là mục tiêu kép trong turbidite Thượng Creta. Tullow đã cập nhật tình hình vào ngày 18 tháng 3, cho biết giếng đã đến TD và gặp vỉa chất lượng cao, nhưng cho thấy một lượng dầu nhỏ. Sẽ rất thú vị khi xem kết quả tốt này ảnh hưởng như thế nào đến các giếng NNE trong tương lai từ các khám phá của Apache và Petronas đến các khối 42, 53, 48 và 59.
Vào đầu tháng 2, Total/Apache đã khoan một giếng thẩm định ở Khối 58, có vẻ như bắt nguồn từ một phát hiện trong khối. Sau đó, giếng thăm dò Bonboni-1 ở mũi cực bắc của Khối 58 có thể được khoan trong năm nay. Sẽ rất thú vị để xem liệu cacbonat Walker trong Khối 42 trong tương lai có giống như khám phá Ranger-1 tại Stabroek hay không. Tiến hành thử nghiệm.
Vòng cấp phép Suriname.Staatsolie đã công bố vòng cấp phép 2020-2021 cho tám giấy phép mở rộng từ Shoreline đến Apache/Total Block 58. Phòng dữ liệu ảo sẽ mở vào ngày 30 tháng 11 năm 2020. Giá thầu sẽ hết hạn vào ngày 30 tháng 4 năm 2021.
Kế hoạch Phát triển Starbrook. ExxonMobil và Hess đã công bố chi tiết kế hoạch phát triển mỏ của họ, có thể tìm thấy ở nhiều địa điểm khác nhau, nhưng Ngày Nhà đầu tư Hess ngày 8 tháng 12 năm 2018 là một nơi tốt để bắt đầu. Liza đang được phát triển theo ba giai đoạn, với loại dầu đầu tiên xuất hiện vào năm 2020, 5 năm sau khi phát hiện, Hình 3. Các FPSO liên quan đến phát triển dưới biển là một ví dụ về nỗ lực cắt giảm chi phí để khai thác sớm — và thậm chí cả giá — tại thời điểm giá dầu Brent thấp.
ExxonMobil thông báo rằng họ có kế hoạch đệ trình kế hoạch phát triển lớn thứ tư của Stabroek vào cuối năm 2021.
thách thức. Chỉ hơn một năm sau khi giá dầu ở mức âm trong lịch sử, ngành này đã phục hồi, với giá WTI trên 65 đô la, và Lưu vực Guyana-Suriname đang nổi lên như một khu vực phát triển thú vị nhất trong những năm 2020. Các giếng thăm dò đã được ghi nhận trong khu vực. Theo Westwood, khu vực này chiếm hơn 75% lượng dầu được phát hiện trong thập kỷ qua và ít nhất 50% lượng khí tự nhiên được tìm thấy trong các bẫy địa tầng mảnh vụn.21
Thách thức lớn nhất không phải là các đặc tính của hồ chứa, vì cả đá và chất lỏng dường như đều có chất lượng cần thiết. Nó không phải là công nghệ vì công nghệ nước sâu đã được phát triển từ những năm 1980. Có thể tận dụng cơ hội này ngay từ đầu để thực hiện các thông lệ tốt nhất của ngành trong sản xuất ngoài khơi. Điều này sẽ cho phép các cơ quan chính phủ và khu vực tư nhân xây dựng các quy định và chính sách nhằm đạt được một khuôn khổ thân thiện với môi trường và hỗ trợ tăng trưởng kinh tế và xã hội ở cả hai quốc gia.
Bất chấp điều đó xảy ra, ngành công nghiệp sẽ theo dõi chặt chẽ Guyana-Suriname trong ít nhất năm nay và năm năm tới. Trong một số trường hợp, có nhiều cơ hội cho chính phủ, nhà đầu tư và các công ty E&P tham gia vào các sự kiện và hoạt động khi Covid cho phép. Chúng bao gồm:
Endeavour Management là một công ty tư vấn quản lý hợp tác với khách hàng để nhận ra giá trị thực từ các sáng kiến ​​chuyển đổi chiến lược của họ.
Di sản 50 năm của công ty đã dẫn đến một danh mục rộng lớn gồm các phương pháp đã được chứng minh cho phép các chuyên gia tư vấn của Endeavour đưa ra các chiến lược chuyển đổi hàng đầu, hoạt động xuất sắc, phát triển khả năng lãnh đạo, tư vấn hỗ trợ kỹ thuật và hỗ trợ ra quyết định. Các chuyên gia tư vấn của Endeavour có hiểu biết sâu sắc về hoạt động và kinh nghiệm rộng trong ngành, cho phép nhóm của chúng tôi nhanh chóng hiểu được các công ty khách hàng của chúng tôi và động lực thị trường.
Tất cả các tài liệu phải tuân theo luật bản quyền được thực thi nghiêm ngặt, vui lòng đọc Điều khoản và Điều kiện, Chính sách cookie và Chính sách quyền riêng tư của chúng tôi trước khi sử dụng trang web này.