El gobierno de Guyana mantiene contactos con Brasil, Surinam y Guayana Francesa para la creación de un corredor regional de transporte de gas que vincule la infraestructura energética de esos territorios.

El presidente de Guyana, Irfaan Ali, señaló que el objetivo es convertir a su país en el eje de un futuro corredor energético de gas en la región. Las palabras de Ali se producen después de los recientes hallazgos de reservas de gas en Guyana.

Tiene la intención de sustituir su actual dependencia energética del petróleo por el gas. El gobierno también está embarcado en proyectos de renovables para respaldar su intención de disponer de fuentes de energía más limpias.

El presidente Ali dijo que la puesta en funcionamiento de este plan requeriría el desarrollo de infraestructuras. Subrayó que la iniciativa convertiría a Guyana en un importante proveedor energético para la región, partiendo de la planificación y el desarrollo de un centro logístico.

"A finales de este año, esperamos tener una reunión con Brasil, Guyana Francesa y Surinam para analizar el corredor energético", destacó.

Dijo que Surinam también cuenta con un importante desarrollo del sector del gas y que debe estudiarse el suministro hacia el norte de Brasil y Guayana Francesa. "El proyecto había estado en conversaciones durante varios años, ya que el Banco Interamericano de Desarrollo (BID) realizó estudios en 2016 y 2017 sobre lo que llama la ‘Interconexión Eléctrica Arco Norte", sostuvo.

Agregó que el BID había indicado que los principales beneficios de ese proyecto serían una generación a menor coste para todos los países involucrados, precios de la electricidad potencialmente más reducidos para los consumidores, un suministro más seguro y la reducción de las emisiones de dióxido de carbono.

Mientras, el vicepresidente de Guyana, Bharrat Jagdeo, dijo que el gobierno está comprometido en garantizar el uso transparente de sus recursos provenientes del petróleo.

Jagdeo agregó que la única forma de lograr este objetivo es invirtiendo los ingresos del petróleo en sectores como educación, salud e infraestructuras.

Endeavour: El potencial de Guyana y Surinam

Thomas Cool, Lumay Viloria/World Oil

Descubrimientos recientes en la cuenca Guyana-Surinam dan fe de estimaciones de más de 10 Bbbl de recursos petroleros y más de 30 Tcf de gas. 1 Como muchos éxitos de petróleo y gas, esta es una historia que comienza con el éxito temprano de la exploración en tierra, seguido de un largo período de decepción en la exploración en las regiones costeras y de la plataforma en alta mar, que finalmente culmina en el éxito en aguas profundas

El éxito final es un testimonio de la perseverancia y el uso de los gobiernos de Guyana y Surinam y sus agencias petroleras del éxito de exploración de las compañías petroleras internacionales en el Margen de Transformación Africana con el Margen de Transformación conjugado de América del Sur. Los pozos exitosos en la cuenca Guyana-Surinam se deben a una combinación de factores, la mayoría de los cuales están relacionados con la tecnología.

En los próximos cinco años, esta área estará en la cima del petróleo y el gas, mientras que los descubrimientos actuales se convertirán en áreas de evaluación / desarrollo; y varios equipos de exploración todavía están buscando hacer un descubrimiento.

LA EXPLORACIÓN TEMPRANA

Exploración en tierra. Tanto en Surinam como en Guyana, se conocieron filtraciones de petróleo desde el siglo XIX hasta el siglo XX. La exploración en Surinam descubrió petróleo a 160 m de profundidad mientras perforaba en busca de agua en el patio de una escuela en Calcuta Village. 2 El campo petrolero en tierra Tambaredjo (15-17 o API de petróleo) fue descubierto en 1968. El primer petróleo comenzó en 1982. Se agregaron campos petroleros satélites a Calcuta y Tambaredjo. Estos campos tenían un STOOIP original de 1 Bbbl de petróleo. Actualmente, estos campos producen alrededor de 16.000 bopd. 2 El crudo de Staatsolie se procesa en la refinería de Tout Lui Faut, a 15.000 bpd, para producir diesel, gasolina, fuel oil y betún.

Guyana no tuvo el mismo éxito en tierra; desde 1916, se han perforado 13 pozos, pero solo dos pozos han mostrado petróleo. 3 La exploración petrolera en tierra en la década de 1940 produjo estudios geológicos en la cuenca de Takatu. Se perforaron tres pozos entre 1981 y 1993, todos secos o no comerciales. Estos pozos confirmaron la presencia de lutita negra espesa, de edad Cenomaniano-Turoniana (conocida como Canje Fm), equivalente a la formación La Luna en Venezuela.

Venezuela tiene una próspera historia de exploración y producción de petróleo. 4 El éxito de la perforación se remonta a 1908, primero en la parte occidental del país con el pozo Zumbaque 1, 5 con un aumento de la producción en el lago de Maracaibo durante la Primera Guerra Mundial y en las décadas de 1920 y 1930. Por supuesto, las arenas bituminosas en la Faja del Orinoco, descubiertas en 1936, 6 han impactado significativamente las reservas y recursos de petróleo, contribuyendo a los 78 Bbbl de reservas de petróleo; este embalse le da a Venezuela la primera posición actual en reservas. 

La formación La Luna (Cenomaniano-Turoniano) es una roca generadora de clase mundial para gran parte de este petróleo. La Luna 7es responsable de la mayor parte del petróleo encontrado y producido en la cuenca de Maracaibo y varios otros en Colombia, Ecuador y Perú. La roca madre que se encuentra en la costa de Guyana y Surinam tiene características similares a las encontradas en La Luna y tiene la misma edad.

Exploración de petróleo en alta mar en Guyana: región de la plataforma. La exploración en la plataforma continental comenzó en serio en 1967, 7 con los pozos Guyana Offshore-1 y -2. Se produjo una brecha de 15 años hasta que se perforó Arapaima-1, seguido de Horseshoe-1 en 2000 y los pozos de 2012, Eagle-1 y Jaguar-1. Seis de estos nueve pozos tenían muestras de petróleo o gas; sólo el Abary-1, perforado en 1975, fluyó petróleo (37 o API). Aunque la falta de un descubrimiento económico fue decepcionante, estos pozos fueron muy importantes, porque confirmaron que un sistema petrolero en funcionamiento estaba generando petróleo.

Exploración de petróleo en alta mar en Surinam: región de la plataforma. La historia de la exploración en la plataforma continental de Surinam refleja la de Guyana. Se perforaron nueve pozos hasta 2011, tres de los cuales tenían muestras de petróleo; los demás estaban secos. Una vez más, la falta de descubrimientos económicos fue decepcionante, pero estos pozos confirmaron que un sistema petrolero en funcionamiento estaba generando petróleo.

La etapa 207 de ODP perforó cinco sitios en 2003 en Demerara Rise, que separa la cuenca Guyana-Surinam de la costa de la Guayana Francesa. Muy importante, los cinco pozos encontraron la misma roca madre Canje Fm del Cenomaniano-Turoniano encontrada en los pozos de Guyana y Surinam, lo que fue una confirmación de la presencia de una roca madre como La Luna.

APLICACIÓN DE CONCEPTOS DE JUEGOS DE AGUAS PROFUNDAS AFRICANAS

La exploración exitosa del Margen de Transformación Africana comenzó con el descubrimiento de Tullow Oil en 2007 del campo Jubilee en Ghana. Al éxito le siguió en 2009 el descubrimiento del complejo TEN, al oeste de Jubilee. Estos éxitos impulsaron a los países africanos ecuatoriales a ofrecer licencias de aguas profundas, que las compañías petroleras devoraron, lo que provocó la exploración desde Costa de Marfil hasta Liberia y Sierra Leona. Desafortunadamente, la perforación para estos mismos tipos de jugadas fue lamentablemente infructuosa en la búsqueda de acumulaciones económicas. En general, cuanto más al oeste se iba desde Ghana a lo largo del Margen de la Transformación Africana, más disminuía la tasa de éxito.

Como gran parte del éxito de África occidental en las costas de Angola, Cabinda y el norte, estos éxitos de Ghana en aguas profundas confirmaron un concepto de juego similar. Ese concepto de juego tenía una base basada en una roca madre madura de clase mundial con un sistema de vía de migración asociado. Los embalses eran predominantemente arenas de canales en pendiente, conocidas como turbiditas. El estilo de trampeo se conoce como trampas estratigráficas, que se basan en sellos sólidos superiores y laterales (lutitas). Las trampas estructurales son raras. Las compañías petroleras descubrieron desde el principio, al perforar pozos secos, que necesitaban discriminar la respuesta sísmica de las arenas que contienen hidrocarburos de las arenas húmedas. Cada compañía petrolera mantiene su experiencia tecnológica sobre cómo aplican esta tecnología de forma confidencial. Cada pozo subsiguiente se utiliza para modificar esta metodología. Una vez probado,

Los geólogos a menudo se refieren al término "trendología". Es un concepto simple que permite a los geólogos transportar su pensamiento de exploración de una cuenca a otra. En este caso, muchas de las mismas compañías petroleras internacionales que habían tenido éxito en África Occidental ya lo largo del Margen de Transformación Africana estaban decididas a aplicar esos conceptos al Margen Ecuatorial Sudamericano (SAEM). Como resultado, las empresas otorgaron licencias para bloques costa afuera de aguas profundas en Guyana, Surinam y Guayana Francesa a principios de 2010.

Tullow Oil fue la primera empresa en encontrar hidrocarburos significativos en el SAEM al perforar el descubrimiento Zaedyus-1 en una profundidad de agua de 2.000 m, en alta mar en la Guayana Francesa en septiembre de 2011. Tullow Oil anunció que el pozo encontró 72 m de producción neta de petróleo en dos turbiditas aficionados. Tres pozos de evaluación encontrarían arenas gruesas pero no hidrocarburos comerciales.

Éxito de Guyana. ExxonMobil / Hess y col. anunció en mayo de 2015 el ahora famoso pozo de descubrimiento Liza-1 en la licencia Stabroek, costa afuera de Guyana (pozo Liza-1 12 ). Las arenas turbidíticas del Cretácico superior son el reservorio. El pozo de seguimiento Skipjack-1, perforado en 2016, no encontró hidrocarburos comerciales. ¡Hasta 2020, los socios de Stabroek han anunciado un total de 18 descubrimientos, lo que equivale a un recurso recuperable bruto de más de 8 Bbbl de petróleo (ExxonMobil corporativa)! Los socios de Stabroek resolvieron las preocupaciones sobre la respuesta sísmica a los yacimientos que contienen hidrocarburos frente a los que contienen agua ( Hess Investor, 2018 Investor Day 8 ). En algunos pozos se ha confirmado una roca fuente de edad Albiana más profunda.

Curiosamente, ExxonMobil y sus socios encontraron petróleo en un depósito de carbonato en el pozo Ranger-1, anunciado en 2018. La evidencia sugiere que se trata de un banco de carbonato que se acumuló sobre un volcán en hundimiento.

El descubrimiento Haimara- 18 , anunciado en febrero de 2019 como un descubrimiento de gas condensado en 63 m de yacimiento de alta calidad. Haimara-1 se encuentra adyacente a la frontera entre Stabroek, Guyana y el Bloque 58, Surinam.

Tullow y sus socios (licencia de Orinduik) encontraron dos descubrimientos dentro de los descubrimientos del canal de pendiente en Stabroek:

+Jethro-1 encontró 55 m de petróleo neto en arenas de alta calidad del Terciario Inferior (agosto de 2019)

+Joe-1 encontró 14 m de petróleo de alta calidad en arenas del Terciario Superior (septiembre de 2019).

Ambos descubrimientos informaron haber encontrado petróleo pesado (10-15 o API) con alto contenido de azufre.

ExxonMobil y sus socios (Kaieteur Block) anunciaron el 17 de noviembre de 2020 que el pozo Tanager-1 era un descubrimiento, pero se consideró no comercial. Este pozo encontró 16 m de producción neta de petróleo en arenas maastrichtianas de alta calidad, pero un análisis de fluidos indicó petróleos más pesados ​​que en el desarrollo de Liza. Los reservorios de alta calidad se encuentran a niveles más profundos de Santonian y Turonian. Los datos aún están en evaluación.

Costa afuera de Surinam, tres pozos de exploración de aguas profundas perforados durante 2015 a 2017 fueron pozos secos. Apache perforó dos pozos secos en el Bloque 53 (Popokai-1 y Kolibrie-1), y Petronas perforó el pozo seco Roselle-1 en el Bloque 52, Fig.2.

Fig. 2. Mapa de bloques de Staatsolie. Mapa: staatsolie.com (Ref 1).

Costa afuera de Surinam, Tullow anunció en octubre de 2017 que el pozo Araku-1 no encontró rocas de depósito significativas, pero demostró la presencia de condensado de gas. 11 El pozo fue perforado en una anomalía de amplitud sísmica prominente. Este resultado de pozo indica claramente el riesgo / incertidumbre que rodea a las anomalías de amplitud e ilustra la necesidad de datos de los pozos, incluidos los datos del núcleo, para resolver el problema de resolución sísmica.

Kosmos en 2018 16 perforó dos pozos secos en el Bloque 45 (Anapai-1 y Anapai-1A), más el pozo seco Pontoenoe-1 en el Bloque 42.

Obviamente, a principios de 2019, las perspectivas en las aguas profundas de Surinam eran sombrías. ¡Pero eso estaba a punto de cambiar significativamente para mejor!

A principios de enero de 2020, en Surinam Block 58, Apache / Total 17 anunció un descubrimiento de petróleo en el pozo de exploración Maka-1, que se inició a fines de 2019. Maka-1 fue el primero de cuatro descubrimientos consecutivos que Apache / Total anunciaría en 2020 ( Inversor Apache). Cada pozo encontró reservorios apilados de Campanian y Santonian, con reservorios separados de condensado de gas y petróleo. La calidad del yacimiento, según los informes, es muy buena. Total se convirtió en operador del Bloque 58 en 2021. Se está perforando un pozo de evaluación.

Petronas 18 anunció un descubrimiento de petróleo con el pozo Sloanea-1 el 11 de diciembre de 2020. Se encontró petróleo en varias arenas de Campania. El bloque 52 está en tendencia y al este de los descubrimientos de Apache en el bloque 58.

TRANSICIÓN DEL DESCUBRIMIENTO A LA EVALUACIÓN Y EL DESARROLLO

Habrá una serie de prospectos para observar en la región, ya que la exploración y evaluación continúan en 2021.

Pozos de Guyana a vigilar en 2021. ExxonMobil y sus socios (Bloque Canje) 19 anunciaron el 3 de marzo de 2021 que el pozo Bulletwood-1 era un pozo seco, pero los resultados indicaron un sistema de petróleo en funcionamiento en el bloque. Los pozos de seguimiento en el Bloque Canje se programaron tentativamente para el primer trimestre de 2021 (Jabillo-1) y el segundo trimestre de 2021 (Sapote-1). 20

ExxonMobil y sus socios en el Bloque Stabroek están programados para perforar el pozo Krobia-1, a 26 km al noreste del campo Liza. Posteriormente, el pozo Redtail-1 perforará 20 km al este del campo Liza.

En el bloque Corentyne (CGX et al.), Se puede perforar un pozo para probar el prospecto Santonian Kawa en 2021. Este es el juego de amplitud de Santonian en tendencia con descubrimientos de edades similares en Stabroek y Surinam Block 58. La fecha límite para perforar este pozo se extendió hasta el 21 de noviembre de 2021.

Surinam pozos a vigilar en 2021. Tullow Oil perforó el pozo GVN-1 en el Bloque 47 el 24 de enero de 2021. Este pozo tiene como objetivo objetivos duales en turbiditas del Cretácico Superior. Tullow actualizó la situación el 18 de marzo, diciendo que el pozo alcanzó la TD y encontró un reservorio de buena calidad, pero que muestra petróleo menor. Será interesante ver cómo este buen resultado impacta los pozos futuros NNE de los descubrimientos de Apache y Petronas en los Bloques 42, 53, 48 y 59.

A principios de febrero, Total / Apache abrió un pozo de evaluación en el Bloque 58, aparentemente por encima de uno de los descubrimientos en ese bloque. Posteriormente, el pozo de exploración Bonboni-1 puede perforar este año, ubicado en el extremo norte del Bloque 58. Será interesante ver en el futuro si el juego de carbonato Walker en el Bloque 42, similar al descubrimiento de Ranger-1 en Stabroek, ser probado.

ExxonMobil y sus socios pueden perforar un pozo en el Bloque 59 durante 2021.

Ronda de licencias de Surinam. Staatsolie anunció una ronda de licencias 2020-2021 para ocho licencias que se extienden desde la costa hasta Apache / Total Block 58. Las salas de datos virtuales se abrieron el 30 de noviembre de 2020. Las ofertas venceban el 30 de abril de 2021.

Planes de desarrollo de Stabroek. ExxonMobil y Hess han publicado detalles de sus planes de desarrollo de campo, que se pueden encontrar en varios lugares, pero el Investor Day 8 de diciembre de 2018 de Hess es un buen lugar para comenzar. Liza se está desarrollando en tres fases, con el primer petróleo en 2020, cinco años después del descubrimiento, Fig. 3. Un FPSO vinculado al desarrollo submarino es un ejemplo de su intento de reducir costos, para obtener una producción temprana con una ruptura de Brent baja. 

ExxonMobil anunció que planea presentar planes para el cuarto desarrollo significativo en Stabroek para fines de 2021.

Desafíos. Poco más de un año después del precio histórico negativo del petróleo, la industria se ha recuperado con un precio del WTI superior a 65 dólares, y la cuenca Guyana-Surinam se ha convertido en el desarrollo más emocionante de la década de 2020. El área ya está registrada con pozos de descubrimiento. Representa más del 75% del petróleo descubierto en la última década y al menos el 50% del gas descubierto en trampas estratigráficas clásticas, según Westwood. 21

Los mayores desafíos no están en las propiedades del yacimiento, ya que tanto las rocas como los fluidos parecen tener la calidad deseada. No es la tecnología, porque la tecnología de aguas profundas se ha desarrollado desde la década de 1980. Lo más probable es que aproveche la oportunidad para implementar las mejores prácticas de la industria, desde el principio, en la producción en alta mar. Esto permitiría a las agencias gubernamentales y al sector privado desarrollar regulaciones y políticas para permitir un marco amigable con el medio ambiente y hacer posible el crecimiento económico y social de ambos países.

De una forma u otra, la industria vigilará a Guyana-Surinam este año y, al menos, en los próximos cinco años. Habrá muchas oportunidades para participar en actividades y eventos, donde el gobierno, los inversores y las empresas de exploración y producción pueden reunirse, si Covid lo permite en algunos casos. Éstas incluyen:

Cumbre de la Cuenca de Guyana 2021 (GBS2021): sucedió el mes pasado de manera virtual y está programada para el 27 y 29 de octubre del 27 al 29 de octubre de 2021, en persona

Exposición y cumbre internacional del petróleo y el gas de Surinam 2021 (SIPEX 2021), programada del 1 al 3 de junio de 2021

Tercera Exposición y Cumbre Internacional de Negocios del Petróleo de Guyana (GIPEX 2021), programada para el 28 y 30 de junio de 2021. La reunión se llevará a cabo virtualmente

Segunda Cumbre y Exhibición de Petróleo y Gas de Guyana, en asociación con la Cámara de Energía de Petróleo y Gas de Guyana (GOGEC): programada para el 6 y 7 de octubre de 2021, la reunión será en persona

Cumbre Caribeña de Petróleo y Gas. Programada para el 17-19 de noviembre de 2021, en Georgetown, Guyana, esta será una cumbre virtual.