SUPERBIGOTE, hoy pongo a tu disposición una traducción que hice de un Artículo, cuyo nombre en inglés es "Liza Field Development - The Guyanese Perspective", versión PRELIMINAR en inglés: Paper presented at the SPE Trinidad and Tobago Section Energy Resources Conference, Port of Spain, Trinidad and Tobago, June 2018. Paper Number: SPE-191239-MS, o "Perspectiva de Guyana del Desarrollo del Campo Liza", que encontré en la Internet, el cual creo que no solo puede ser de tu interés, sino para el resto de los Venezolanos interesados en un Tema tan importante como lo es el reclamo de la Guayana Esequiba, que esperamos que el año que viene la Corte Internacional de Justicia de el primer paso hacia esa recuperación cuando declare NULO el Laudo Arbitral de 1899.

SUPERBIGOTE, este documento fue preparado por tres representantes de la Universidad de Trinidad y Tobago para ser presentado a la SPE. Si bien es cierto que representa los resultados exploratorios positivos del primer pozo perforado por la ExxonMobil-Hess-CNOOC nos presenta desde el primer momento la magnitud de las Reservas Probadas de Petróleo que se estimaron a un máximo 1.400 millones de barriles de petróleo. Al día de hoy, se han hecho más de 30 descubrimientos adicionales que se han totalizado en mas de 10 mil millones de barriles de Reservas Probadas descubiertas. Sobre los resultados de los descubrimientos adicionales y los planes de producción que se tienen, al menos, con dos Proyectos, he escrito en otros de mis artículos publicados en Aporrea. Como soy medio paranoico, me llamó mucho la atención que este "Paper" fuera elaborado en una universidad de "Nuestros Amigos" de Trinidad y Tobago.

SUPERBIGOTE, además de la traducción incluyo, aquí, la versión original en inglés para que los interesados puedan tenerlo como referencia, en caso que no pudieran entender o los confunda mi traducción.

SUPERBIGOTE, también, puedes ver en el documento referido muchos aspectos históricos y técnicos de la Cuenca Guyana-Surinam que tienen que servir para Nuestros Exploradores, Ingenieros de Petróleo, Abogados que defienden Nuestra Guayana Esequiba, políticos y muchas otras disciplinas que se han manifestado interesados en el Tema. Solo como una introducción te enumeraré los aspectos que constituyen los aspectos claves no solo del descubrimiento del pozo Liza 1 sino los aspectos que caracterizan a la Cuenca Guyana-Surinam:

1. El descubrimiento del Liza-1 se realiza después de haberse perforado en la Cuenca unos 22 pozos secos. Aclaro que estos pozos secos no fueron perforados por ExxonMobil-Hess-CNOOC, sino por otras empresas petroleras.

2. El desarrollo del campo Liza consta de ocho (8) productores, tres (3) inyectores de gas y seis (6) inyectores de agua, como se describe en el plan de desarrollo de la Fase 1 de ExxonMobil. Aunque no aparece en el "paper" cada uno de los 8 pozos productores produce, en promedio, 15 mil barriles por día. Algo, sumamente, impresionante.

3. El Acuerdo con Guyana y las operadoras es del tipo Production Sharing Agreement (PSA) o "Acuerdo de Producción Compartida. Las variables, contenidas en el Acuerdo, incluyen gastos de capital (CAPEX), precio del petróleo y el gas, gastos operativos (OPEX), pago de regalías del 2%, mecanismo de recuperación de costos y división de ganancias del 50% para el gobierno de Guyana.

4. La inversión, en este desarrollo, se estimó en 4.500 millones de dólares, para una producción estimada de 120 mil barriles por día.

5. La Cuenca Guyana-Surinam, está clasificada como la segunda cuenca inexplorada con mayor potencial del mundo según el Servicio Geológico de los Estados Unidos (USGS) en su Evaluación Mundial del Petróleo 2000.

La columna estratigráfica de la Cuenca Guyana-Surinam está compuesta por sedimentos de los períodos Triásico, Jurásico, Cretáceo, Terciario y Cuaternario.

1. El pozo exploratorio Liza 1 se perforó con éxito a 120 millas (193,08 km) de la costa de la nación sudamericana de Guyana en el bloque Stabroek. Este pozo fue perforado hasta una profundidad de 5.433 metros, de los cuales la profundidad del agua del océano es de 1.743 metros. Hay pozos que en el área (bloque Stabroek) se perforaron en aguas de un poco más de 2.700 metros. Los horizontes productores son areniscas de edad Terciaria.

2. La perforación del Liza-1 se basó en el conocimiento adquirido a partir de la investigación sobre la Teoría Conjugada del Océano Atlántico (Brune et al., 2014). La Teoría Conjugada del Océano Atlántico ha sido una herramienta exitosa en el descubrimiento de yacimientos de petróleo y gas en los lados del margen del Océano Atlántico de América del Sur y África Occidental.

3. Hay dos cuencas petroleras en Guyana, la Cuenca de Takutu y la Cuenca de Guyana. Esta última, se subdivide en dos cuencas más, la Cuenca Terrestre de Guyana y la Cuenca Costafuera de Guyana. La Cuenca de Guyana se encuentra principalmente frente a la costa y se extiende desde Guyana a través de Surinam y la Guayana Francesa. Me llama la atención que, según este texto, la naturaleza ha sido "mala" con Venezuela no extendiendo la Cuenca Guyana-Surinam hacia nuestras aguas territoriales. Pero el susto se lo van a llevar cuando la CIJ declare nulo el Laudo del 1899 y veremos, como estamos convencidos, que la Cuenca mencionada si tenía una porción en Territorio Venezolano. Wood Mackenzie, 2017 afirmó que, históricamente, el trabajo exploratorio se centró en Trampas Estructurales, basándose en la premisa de que las trampas estratigráficas, ya, tienen potencial.

4. Las características geológicas de la cuenca de Takutu son, principalmente, reservorios naturalmente fracturados, por lo que resulta, en ellos, más difícil encontrar petróleo comercial que en los tipos de yacimientos convencionales.

5. La Cuenca de Guyana CONTIENE UNA ROCA MADRE DE CLASE MUNDIAL DE EDAD CRETÁCICO TARDÍO (Yang & Escalona, 2011) y está ubicada a lo largo del margen pasivo del noreste de América del Sur (Yang & Escalona , 2011). Yang & Escalona , 2011 postulan que sin grandes descubrimientos de petróleo, la región es considerada por el Servicio Geológico de Estados Unidos (USGS) la segunda cuenca menos explorada del mundo.

6. SUPERBIGOTE, hay aspectos técnicos, relacionados con la Cuenca de Guyana que no son muy fácil de entender, incluso para ti, y que requieren estudios geológicos de alto nivel para conocer los fenómenos geológicos que han dado origen a lo que es la configuración de la Tierra, tal, como la conocemos hoy. Solo mencionaré, por encimita, los tres episodios tectónicos principales a la formación de la Cuenca de Guyana:

• Desintegración del Supercontinente Gondwanalandia;

• Apertura del Océano Atlántico Sur durante el Cretácico Inferior;

• Rifting, que provoca la creación de cuencas de separación de las placas sudamericana y africana en el Jurásico.

1. Workman & Birnir , 2015 indicaron que la Cuenca de Guyana evolucionó a partir de un aulocógeno (failed rift arm) que se extiende en dirección a la cuenca de Takatu hacia el este, cabalgando (straddling) la línea de frontera de Guyana y Brasil. La arquitectura de la cuenca se describe como una estructura tipo Trampilla "trap door structure", que se hunde desde el Arco de Pomeroon y linda contra la meseta de Demerara, con el Basamento formado por la Discordancia del Atlántico. Superpuestas a la discordancia se encuentran: la Formación Barremiana Stabroek continental, el Carbonato Potoco Aptiano que se hundió gradualmente y finalmente por la depositación de la Formación Canje que contiene las Rocas Madres depositadas regionalmente.

2. La Teoría de Placas Tectónicas explica, en parte, el significativo parecido, de las Cuencas Petrolíferas de Africa Occidental con las Cuencas Petrolíferas que se encuentran en el este del Continente Suramericano. Hay que recordar que de acuerdo a esta Teoría el Continente Africano y el Suramericano estuvieron, una vez, UNIDOS. En el artículo se explica con la 'Teoría de la imagen en espejo".

3. Hay muchas empresas que operan en la Cuenca Costafuera de Guyana, desde importantes empresas de petróleo y gas hasta empresas con menores músculos técnicos y financieros. El mayor interesado es ExxonMobil, el principal propietario de superficie en la cuenca y la empresa que hará historia con el primer descubrimiento comercial de petróleo en Guyana con el Pozo Liza-1. ExxonMobil, posee la participación mayoritaria (45%) en el bloque Stabroek en la Cuenca.

4. Mi opinión sobre los territorios, sobre los cuales debemos tener, si es que ya no lo tenemos, son equipos que se encarguen de estudiar cinco, si cinco, ambientes de la Guayana Esequiba:

1. El Suelo o el Terreno de la Guayana Esequiba, obvio, el que está en el Continente, en el cual puede haber infraestructura civil y, por supuesto, habitantes así como agricultura animal y vegetal, si existen.

2. El Subsuelo, aquí me refiero, a los recursos minerales metálicos y no metálicos que pudieran estar siendo explotados sin permiso alguno, por parte de Venezuela.

3. El mar, en sus dos aspectos: uno, la superficie marina, sobre la cual las naves (barcos civiles y militares, lanchas de pescadores) deben estar, no me consta, pero pudieran andar, por ahí, a sus anchas.

4. El otro aspecto, el subsuelo debajo del mar, en el que se han descubierto más de 10 mil millones de barriles de petróleo de Reservas Probadas de petróleo.

5. El territorio, del que nunca se habla, está representado por el espacio aéreo y extraterrestre y al que, también, hay que prestarle atención.

1. SUPERBIGOTE, hay otros aspectos del Artículo que debemos dejarlos para los especialistas como ingenieros de petróleo, geólogos, geofísicos, economistas, etc. Sin embargo, espero que estos puntos te den una idea, muy cercana, a lo que ha hecho, ILEGALMENTE, la ExxonMobil-Hess-CNOOC en el bloque Stabroek en aguas de la Guyana Esequiba, todavía por delimitar.

VERSIÓN EN CASTELLANO

Complete el nombre del evento para el que está preparando este manuscrito.	Conferencia sobre Recursos Energético s de la Sección de Trinidad y Tobago de la SPE Seguimos adelante: cambios, desafíos y oportunidades
Complete su número de manuscrito SPE de 6 dígitos.	SPE-191239-MS
Por favor complete el título de su manuscrito.	Desarrollo del campo Liza: la perspectiva guyanesa
Complete el nombre del autor y la afiliación de la empresa.   Dado Nombre Apellido Compañía keron alleyne Universidad de Trinidad y Tobago Lugard layne Universidad de Trinidad y Tobago Mahoma soroush Universidad de Trinidad y Tobago
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Resumen

En mayo de 2015, ExxonMobil perforó con éxito el pozo exploratorio Liza 1, a 120 millas de la costa de la nación sudamericana de Guyana, en el bloque Stabroek, en la cuenca Guyana-Surinam. Antes del éxito de Liza 1, otras empresas perforaron 22 pozos, todos los cuales resultaron no comerciales. ExxonMobil declaró que las reservas recuperables del campo Liza – Desarrollo de la Fase 1 estarían en el rango de 0,8 a 1,4 mil millones de barriles de petróleo equivalente.

El campo Liza forma parte de una de las cuencas más prospectivas de América del Sur, según un informe del Servicio Geológico de Estados Unidos: la cuenca Guyana-Surinam. Se creó un modelo representativo utilizando Petrel, Wellplot Digitalizador, PROSPER, CMG y Microsoft Excel y consta de ocho (8) productores, tres (3) inyectores de gas y seis (6) inyectores de agua, como se describe en el plan de desarrollo de la Fase 1 de ExxonMobil. Los resultados de la simulación indican que durante un período de veinticinco (25) años se recuperarán aproximadamente 456 MMSTB de petróleo y 3,5 TCF de gas, equivalentes a 1.040 millones de BOE del desarrollo de la Fase 1 de Liza.

Con base en el Acuerdo de Producción Compartida entre el gobierno de Guyana y ExxonMobil, se llevó a cabo una evaluación económica que cuantifica la participación del gobierno en los ingresos que se obtendrán del campo Liza – Desarrollo de la Fase 1. Las variables en esta evaluación económica incluyeron gastos de capital (CAPEX), precio del petróleo y el gas, gastos operativos (OPEX), pago de regalías del 2%, mecanismo de recuperación de costos y división de ganancias del 50% para el gobierno de Guyana. Sobre la base de una inversión de capital estimada de ExxonMobil de 4.500 millones de dólares estadounidenses, un precio del petróleo de 50 dólares estadounidenses por barril, un precio del gas de 2,50 dólares estadounidenses por millón de BTU y los gastos operativos proyectados de este proyecto durante el período de veinticinco años, los nuevos ingresos totales para Guyana durante este período ascenderá a 8.900 millones de dólares. También se estima que la parte del costo de desarrollo que corresponde a Guyana se reembolsará dentro de los seis (6) años siguientes al inicio de la producción del campo Liza.

Introducción

Guyana, una antigua colonia británica, está situada en el noreste de América del Sur, limitando con el Océano Atlántico Norte entre Surinam y Venezuela. Con una superficie de 214.969 km 2 , Guyana es también el único país de habla inglesa en América del Sur. El potencial de hidrocarburos de Guyana se encuentra en alta mar en la cuenca de Guyana, que forma parte de la cuenca Guyana-Surinam, clasificada como la segunda cuenca inexplorada con mayor potencial del mundo según el Servicio Geológico de los Estados Unidos (USGS) en su Evaluación Mundial del Petróleo 2000. Se considera que la cuenca de Guyana es geológicamente análoga a las cuencas costeras de África occidental. No hubo descubrimientos de petróleo importantes en Guyana hasta el éxito del Liza 1, y el primer pozo de exploración se perforó en 1916.

En 2015, ExxonMobil descubrió el campo Liza. El pozo exploratorio Liza 1 se perforó con éxito a 120 millas de la costa de la nación sudamericana de Guyana en el bloque Stabroek. Desde el descubrimiento de Liza 1, se han perforado tres pozos de evaluación más en el campo de Liza, lo que confirmó un descubrimiento de clase mundial, que contiene entre 0,8 y 1,4 mil millones de barriles de petróleo equivalente (boe). Antes del éxito de Liza 1, otras empresas perforaron 22 pozos, todos los cuales resultaron no comerciales.

A través de diversas formas de información, ExxonMobil ha propuesto su plan de desarrollo para Liza. El objetivo de este artículo es presentar un resumen del plan de desarrollo propuesto, incorporando e integrando el conocimiento adquirido a partir de la investigación sobre la Teoría Conjugada del Océano Atlántico (Brune et al., 2014) con el enfoque principal en el beneficio económico para Guyana. La Teoría Conjugada del Océano Atlántico ha sido una herramienta exitosa en el descubrimiento de yacimientos de petróleo y gas en los lados del margen atlántico de América del Sur y África occidental.

Dado que ExxonMobil y sus socios se encuentran actualmente en la etapa de desarrollo, no se encuentran disponibles datos técnicos detallados. Las lagunas de conocimiento en el artículo se llenaron mediante la aplicación de diversos conceptos geológicos y de ingeniería aprendidos.

Guayana

Cuencas petroleras de Guyana

Hay dos cuencas petroleras en Guyana, la cuenca de Takutu y la cuenca de Guyana. La cuenca de Guyana se puede subdividir en dos cuencas más, la cuenca terrestre de Guyana y la cuenca costera de Guyana. La cuenca de Guyana se encuentra principalmente frente a la costa y se extiende desde Guyana a través de Surinam y la Guayana Francesa. Wood Mackenzie, 2017 afirmó que históricamente el trabajo exploratorio se centró en objetivos estructurales basándose en la premisa de que las trampas estratigráficas tienen potencial.

Cuenca de Takutu

La cuenca de Takutu (Figura 1) es un gran graben mesozoico en el área suroeste de Guyana y norte de Brasil. La cuenca es una cuenca de rift continental del Jurásico-Cretácico temprano con tendencia ENE, de unos 40 km de ancho y 280 km de largo. Webster, 2004 afirma que exploraciones anteriores documentaron una sección estratigráfica dominada por lutitas pero que incluía lutitas, limolitas, evaporitas y basaltos de origen lacustre del Jurásico. Webster, 2004 afirma que Hunt Oil Co. comenzó sus operaciones en la cuenca en la década de 1980 con un programa de exploración de tres años que incluía geología de campo, mapeo fotogeológico, varios métodos de prospección geoquímica de superficie, reprocesamiento y adquisición de SAR, aeromagnéticos y 1.331 km . de nueva sísmica. Las características geológicas de la cuenca de Takutu son principalmente reservorios naturalmente fracturados, por lo que resulta más difícil encontrar petróleo comercial que los reservorios regulares.

Figura 1 (a) Líneas estructurales y áreas de cocina de la cuenca de Takutu , (b) Sección transversal estructural de la cuenca de Takutu (Webster, 2004)

Cuenca de Guyana

La Cuenca de Guyana (Figura 2) contiene una roca madre de clase mundial de edad Cretácico Tardío (Yang & Escalona, 2011) y está ubicada a lo largo del margen pasivo del noreste de América del Sur (Yang & Escalona , 2011). Yang & Escalona, 2011 postulan que sin grandes descubrimientos de petróleo, la región es considerada por el Servicio Geológico de Estados Unidos (USGS) la segunda cuenca menos explorada del mundo. El USGS integró aproximadamente 3000 km de datos sísmicos bidimensionales de la industria y 16 pozos marinos en la costa de Guyana para proporcionar un marco regional y su potencial de hidrocarburos.

Figura 2: Las cuencas de Guyana y Takutu (Wood Mackenzie, 2017)

cuenca sedimentaria de tipo margen continental pasivo, medio graben, bien desarrollada. En realidad, toda la cuenca abarca cuatro países, la mayoría de los cuales se encuentran en Guyana y Surinam, con extensiones menores hacia Venezuela y la Guayana Francesa. En Guyana, esta cuenca cubre toda la región costera del país y se extiende mar adentro aproximadamente 150 km. La cuenca de Guyana se divide a su vez en cuencas terrestres y marinas.

Se pueden atribuir tres episodios tectónicos principales a la formación de la cuenca de Guyana. Son los siguientes:

1. Desintegración del supercontinente Gondwanalandia;

2. Apertura del Océano Atlántico Sur durante el Cretácico Inferior;

3. Rifting, que provoca la creación de cuencas de separación de las placas sudamericana y africana en el Jurásico.

La desintegración de Gondwanalandia condujo a la creación de las placas Sudamericana y Africana durante el Jurásico con la formación de estructuras tipo graben debido a un rifting localizado. Wood Mackenzie, 2017 explicó que la actual cuenca interior de Takutu en Guyana es una grieta fallida y un buen ejemplo del tipo de estructuras que se formaron. Las estructuras tipo graben se invertirían posteriormente debido a la compresión provocada por la apertura del Océano Atlántico Sur. Este fue un evento integral en la historia depositacional de Guyana con el surgimiento del Alto Demerara, que se encuentra frente a la costa de Guyana.

Cuenca Costafuera de Guyana

Se estima que la cuenca costera de Guyana cubre un área de aproximadamente 169.834 km 2 . La cuenca limita al norte con el Arco de Pomeroon y al sur con la meseta alta de Demerara, abarcando cuatro países en el noreste de América del Sur, la mayoría de los cuales se encuentran en Guyana y Surinam, y los extremos laterales se extienden hacia Venezuela y la Guayana Francesa (Madera Mackenzie, 2017).

Según la Comisión de Geología y Minas de Guyana, 2017, la parte más profunda del límite sur de la cuenca está aproximadamente a 150 millas de la costa de Guyana. Las empresas NABI Oil And Gas, Inc. y ON ENERGY Inc. tienen concesiones dentro de esta parte de la cuenca. Fraser, 2016 indica que se perforaron 13 pozos dentro de esta parte de la cuenca de Guyana desde 1916 hasta la actualidad, y solo Rose Hall1, perforado en 1941 y Drill-1 en 1967, tuvieron muestras de petróleo. Los sedimentos más gruesos se pueden encontrar en la parte oriental de la cuenca, con espesores que alcanzan los 2.500 m. El gas biogénico se encontró predominantemente en la costa y una fracción produjo gas termogénico.

Cuenca costa afuera de Guyana

Hay muchas empresas que operan en la cuenca costera de Guyana (Figura 3), desde importantes empresas de petróleo y gas hasta empresas junior. El mayor interesado es ExxonMobil, el principal propietario de superficie en la cuenca y la empresa que hará historia con el primer descubrimiento comercial de petróleo en Guyana. ExxonMobil repitió su éxito con el descubrimiento del campo Payara y el prospecto Snoek en 2017. Esso Exploration and Production Guyana Ltd. (EEPGL), filial de ExxonMobil, posee la participación mayoritaria (45%) en el bloque Stabroek.

Figura 3 - Mapa índice de la cuenca de Guyana (Wood Mackenzie, 2017)

Cuenca Guyana-Surinam

Destacada como una de las cuencas más prospectivas de América del Sur, la cuenca Guyana-Surinam (Figura 4) se considera poco explorada. Brandon Hill Capital, 2017 corroboró que el interés en la cuenca se vio acentuado por un informe del Servicio Geológico de Estados Unidos, que identificó la cuenca Guyana-Surinam como la que tiene los mayores recursos potenciales en América del Sur después de las cuencas Santos y Campos en Brasil.

Figura 4 - La cuenca Guyana-Surinam (Dennison, 2017)

Se estima que la cuenca poco explorada contiene 15.200 millones de barriles de recursos sin explotar y este interés se vio reforzado aún más por el descubrimiento del campo Jubilee en Ghana y el descubrimiento no comercial de Zaedyus realizado en la Guayana Francesa. Según el informe Eco (Atlantic) Oil & Gas de Brandon Hill Capital, 2017, esos descubrimientos proporcionaron evidencia definitiva de que existen sistemas petroleros similares en ambos lados del Margen Conjugado del Atlántico.

La cuenca Guyana-Surinam es una cuenca sedimentaria del Cretácico situada geográficamente a lo largo de la costa noreste de América del Sur y se extiende a lo largo de las zonas marítimas de Guyana, Surinam y la Guayana Francesa. La cuenca limita al sur con la meseta alta de Demerara y al norte con el Arco de Pomeroon . ( Dennisson , 2017). Stolte , 2013 enfatizó que hay al menos dos rocas generadoras de clase mundial de edad Cretácico Medio y Superior, a veces denominadas Formación Canje , que se encuentran en tales paquetes sedimentarios.

Workman & Birnir , 2015 indicaron que la cuenca evolucionó a partir de un aulocógeno (failed rift arm) que se extiende en dirección a la cuenca de Takatu hacia el este, cabalgando (straddling) la línea de frontera de Guyana y Brasil. La arquitectura de la cuenca se describe como una estructura tipo Trampilla "trap door structure", que se hunde desde el Arco de Pomeroon y linda contra la meseta de Demerara, con el Basamento formado por la Discordancia del Atlántico. Superpuestas a la discordancia se encuentran: la Formación Barremiana Stabroek continental, el Carbonato Potoco Aptiano que se hundió gradualmente y finalmente por la depositación de la Formación Canje que contiene las Rocas Madres depositadas regionalmente.

Figura 5 - Estratigrafía de la cuenca Guyana-Surinam (Dennison, 2017)

Teoría del Atlántico Conjugado

Auge, 2015 afirmó que debido a que África y América Latina alguna vez pertenecieron a la misma masa geográfica, varios países en lados opuestos de la cuenca del Atlántico, particularmente en el sur, tienen geologías similares, a pesar de que están separados por miles de millas. hoy. Esto ha llevado recientemente a las empresas petroleras a comprar bloques en el lado opuesto del Atlántico cuando hacen descubrimientos en un lado u otro de la cuenca. Esta estrategia se conoce como la 'Teoría de la imagen en espejo'. Es ampliamente aceptado en la industria que la geología petrolera de la zona se parece mucho a la de África Occidental. Las cuencas del Margen Ecuatorial de Guayana, que se componen de porciones costeras y terrestres, abarcan las zonas costeras de Guyana, Surinam, Guayana Francesa Y PEQUEÑAS PORCIONES DE VENEZUELA (¿Intencional?) y Brasil (Stolte, 2013 ). Se cree que el sistema petrolero de las cuencas de las Guayanas es un reflejo del sistema petrolero presente en África Occidental, donde varias grandes acumulaciones de petróleo (por ejemplo, el descubrimiento de Jubilee en la Cuenca Tano, frente a la costa de Ghana) se han descubierto en los últimos años (Stolte , 2013). La Formación Canje se depositó (hace aproximadamente 90 millones de años) durante el tiempo en que América del Sur y África se separaron en el Margen de Transformación del Atlántico Ecuatorial (Figura 6) y se cree que es la misma Roca Madre que se encuentra en los sistemas petroleros asociados con importantes descubrimientos de petróleo. en África Occidental.

Figura 6: Márgenes conjugados del Atlántico sur a lo largo del tiempo geológico (Bryant, et al., 2012)

En consecuencia, la industria ha identificado varias similitudes con respecto a la Fuente, el momento, el entierro, la compactación y los mecanismos de captura entre las cuencas marinas de las Guayanas y las cuencas marinas de África occidental ( Stolte, 2013).

Un ejemplo reciente de este enfoque se puede encontrar a lo largo del margen de transformación, donde se desarrollaron conceptos de exploración exitosos en tierras bajas de la era Turoniana. Se han aplicado "ABANICOS DE TURBIDITAS" en la costa de Ghana en la costa de la Guayana Francesa, lo que llevó al reciente descubrimiento de Zaedyus dentro de depósitos similares. Bryant, et al., 2012 establecieron que la evidencia convincente de las respuestas de los registros eléctricos, los eventos de enfriamiento del interior y las discordancias bioestratigráficamente restringidas cuando se integran; sugieren que los depósitos de nivel bajo de la edad del Campaniano, también, pueden proporcionar objetivos de yacimientos atractivos en la Cuenca Guyana-Surinam frente a la costa del Norte de América del Sur.

Estudios de caso

La primera exploración, basado en la "Teoría de Espejo" al otro lado de la Cuenca Atlántica tuvo lugar en Brasil. Desde 2006, los grandes descubrimientos como el campo Lula junto con otros grandes descubrimientos (Libra, Carioca) en las Cuencas Presal de Santos y Campos, frente a las costas de Río de Janeiro, Sao Paulo y Vitoria) han estado impulsando esfuerzos en la exploración en Namibia (Auge, 2015).

Otros descubrimientos en el margen "West Africa Transform", también, respaldaron la teoría: el descubrimiento del campo Jubilee en 2007 por la compañía británica Tullow Oil y las "juniors" estadounidenses Kosmos Energy y Anadarko que desbloquearon la exploración en Ghana, que hasta entonces sólo había producido una cantidad muy pequeña de crudo (Agosto, 2015). Otros descubrimientos importantes incluyeron los campos Tweneboa, Ntomme y Enyenra en la cuenca Tano. Auge de 2015, también, señala que en Sierra Leona, la continuación de las tendencias petroleras de Ghana en el este ayudó a Anadarko y Tullow a descubrir los campos de Venus, Mercurio y Júpiter en 2009, 2010 y 2011.

Campo Jubilee

El campo Jubilee fue descubierto por Kosmos Energy y sus socios en junio de 2007 en el Golfo de Guinea, aproximadamente, a 60 km de la costa occidental de Ghana en 1200 – 1500 m de agua (McLaughlin, 2012). Este fue el primer hallazgo significativo de petróleo en 40 años de exploración costa afuera en Ghana y también uno de los campos más grandes descubiertos en la última década en África. El pozo exploratorio Mahogany-1 en el bloque West Cape Three Points (Figura 2.L) probó un crudo liviano (37° API), dulce y con alto GOR. El pozo fue perforado para probar el abanico Turoniano o Turoniense del Cretácico Superior identificado con datos sísmicos 3D.

Después de la perforación de 3 Pozos de Avanzada, se confirmó un intervalo bruto promedio de 250 m (820,21 pies) de canal de turbidita amalgamada apilada y arenas en abanico con un espesor neto que oscilaba entre 20 m (65,52 pies) y 100 m (328,08 pies). Según las mediciones del núcleo, las porosidades promediaron el 21% y la permeabilidad es de cientos de milidarcies. La Tabla 2.2 muestra las propiedades del yacimiento encontradas en el campo Jubilee.

Tabla 1 - Propiedades del fluido del yacimiento del campo Jubilee

 

PROPIEDADES DEL FLUIDO DE DEPÓSITO
Presión inicial del yacimiento ( psia ) en M-1		5295
Rango de presión en todo el campo ( psia )		5000 - 5700
Temperatura inicial del depósito (°F) en todo el campo		196 - 225
Gravedad del aceite del tanque de almacenamiento (°API)		36-38
GOR ( scf / stb )		1200
Viscosidad ( cp )		0,16 – 0,3

El campo contiene dos intervalos de yacimientos primarios, Upper y Lower Mahogany. El campo había sido sometido a un programa de desarrollo de diecisiete pozos que comprendía nueve productores, seis inyectores de agua y dos inyectores de gas. Sills & Agyapong, 2012 afirma que en ambos yacimientos los inyectores de agua están ubicados buzamiento abajo apoyando a los productores tanto en ubicaciones de buzamiento medio como buzamiento arriba, con distancias entre los inyectores de agua y los productores que varían de 1 a 5 km. El campo Jubilee se desarrolló utilizando un enfoque por fases, similar al enfoque de ExxonMobil para el campo Liza.

El campo se desarrolló con un sistema submarino de 17 pozos (Figura 7) y un buque flotante de producción, almacenamiento y descarga (FPSO) de 120.000 bopd . Se estima que se producían diariamente 120 MMscf de gas natural, de los cuales 20 MMscf se utilizaban en la FPSO para generar energía eléctrica, generar vapor y abastecer las instalaciones de procesamiento y servicios públicos (Tullow Ghana Limited, 2009). El gas restante se inyectaría nuevamente al yacimiento para mantener la presión y mejorar la recuperación de petróleo. Tullow Ghana Limited, 2009 declaró que la inyección de agua comenzó al inicio de la producción para mantener la presión del yacimiento para la recuperación de petróleo. Para evitar que la arena de la cara del pozo ingrese al pozo, se implementó el control de arena fracturando hidráulicamente la roca del yacimiento y colocando un tamaño conocido de grava sintética (arena) en las fracturas (Tullow Ghana Limited, 2009).

Figura 7 - Ubicación del pozo de desarrollo de la Fase 1 (Sills & Agyapong, 2012)

 

La Cuenca Tano de aguas profundas

Ubicada frente a la costa de Costa de Marfil, la cuenca Tano (Figura 2.O) es una provincia petrolera con importantes descubrimientos y campos productores como Espoir y Belier (CGG, 2013). Dentro de la cuenca Tano, específicamente, en el Cretácico Superior, se depositaron gruesas secuencias clásticas consistentes en facies fluviales y lacustres, proporcionando un espesor adecuado además de una delgada sección Terciaria para la madurez de las rocas generadoras del Cretácico. Albiense, Cenomaniano y Senoniano atrapados estratigráficamente Las areniscas de turbidita provenían de la secuencia clástica gruesa y actuaron como el principal reservorio dentro de la cuenca, mientras que las lutitas marinas forman un sello (CGG, 2013).

El bloque Deepwater Tano al oeste de Jubilee consta principalmente de tres campos; Tweneboa , Enyenra y Ntomme , conocidos colectivamente como el complejo TEN ( Wilhelmsen & Lorentzen , 2012). En febrero de 2010, se perforó el primer pozo de evaluación, Tweneboa-2, y combinado con los hallazgos del pozo de exploración, Tweneboa-1, el campo se estableció como un importante campo de petróleo y condensado de gas. En julio de 2010, se perforaron Owo-1 y varios pozos desviados al oeste de Tweneboa, lo que estableció a Enyenera como un nuevo campo petrolero importante. Tweneboa-3 se perforó en enero de 2011 y se perforó en el prospecto Ntomme, lo que confirmó la acumulación de condensado de gas. En febrero de 2011, se perforó el primer pozo de evaluación de Enyenra (Enyenra-2A) y Tullow encontró petróleo ligero de alta calidad. El Enyenra-4a se perforó para definir la extensión sur del campo y cruzó 32 m de zona petrolera neta en marzo de 2012 ( Wilhelmsen & Lorentzen , 2012).

Los yacimientos se encuentran a profundidades de entre 1.000 y 2.000 m. Después del descubrimiento y evaluación de los campos, el Plan de Desarrollo de las RTE consistió en 24 pozos en total (una combinación de inyección de agua, inyección de gas y pozos de producción) conectados a una FPSO a través de una infraestructura submarina (Tullow Ghana Ltd., 2016).

Descubrimiento de Zaedyus

Basándose en el éxito del campo Jubilee y el complejo TEN, Tullow Oil utilizó sus conocimientos existentes para aplicar la Teoría del Conjugado Atlántico a la Cuenca Sudamericana. Su objetivo era descubrir en América del Sur la cuenca gemela de Jubilee en África occidental mediante el uso de datos sísmicos y perforaciones de exploración.

La primera prueba exitosa fue el descubrimiento del Abanico Zaedyus en 2011, que redujo aún más el riesgo de los activos sudamericanos. El pozo Zaedyus-1 corroboró la teoría, en parte, al encontrar aproximadamente 236 pies de capa productiva neta en dos Abanicos de Turbidita de edad Cenomaniano-Turoniano, que se cree que contienen entre 500 y 850 millones de barriles de petróleo recuperable equivalente ( Stolte , 2013).

El prospecto Zaedyus demostró el conjugado del Jubilee, pero no se consideró un éxito comercial, aunque los resultados fueron alentadores porque identificaron positivamente atributos similares de un Sistema Petrolero importante.

Metodología

La base del artículo se construyó mediante una investigación sobre los márgenes de transformación, la Teoría Conjugada del Atlántico, estudios de casos basados en la teoría antes mencionada e informes de ExxonMobil y varias fuentes sobre la actividad en torno al campo de Liza. Se ha prestado mucha atención a la Teoría del Conjugado Atlántico y el éxito tanto en el lado de África occidental como en el de América del Sur ha influido de manera crítica en el diálogo académico. Se investigaron los campos análogos de la cuenca Guyana-Surinam para generar un rango de propiedades de yacimientos en el modelo estático y, con ExxonMobil y sus socios actualmente en la etapa de desarrollo, no hay datos técnicos detallados disponibles.

El modelo estático se creó utilizando los paquetes de software Petrel, Microsoft Excel y WellplotDigitizer.

• WebplotDigitizer es una herramienta basada en web para extraer datos de gráficos, imágenes y mapas ( Rohatgi , 2017)

• Petrel es una aplicación de software para PC con Windows destinada a agregar datos de yacimientos de petróleo de múltiples fuentes.

Utilizando las distancias de los pozos de evaluación en relación con el pozo exploratorio Liza 1, y el límite del yacimiento obtenido de las imágenes de WellplotDigitizer, se desarrolló un modelo de yacimiento. Con base en los puntos de datos producidos por WellplotDigitizer, se creó un modelo a escala discretizando la imagen en combinación con la ubicación del pozo y las distancias en relación con el pozo exploratorio, Liza-1 con el "Microsoft Excel’s solver". Una vez que se produjo el modelo a escala, las partes superiores e inferiores de los yacimientos se ingresaron en Petrel para crear el Modelo Estático. El Modelo Estático se divide en dos secciones, el depósito superior y el inferior. La suposición es que hay una falla geológica a lo largo del modelo, ya que el yacimiento es una estructura medio graben, por lo que se espera que hayan fallas geológicas. La mitad superior del depósito contiene la capa de gas y la mitad inferior tiene un acuífero.

Liza 1, 2 y 4 forman parte del yacimiento inferior, mientras que Liza 3 se perfora en el yacimiento superior. El depósito superior está saturado mientras que el inferior está subsaturado.

El modelado del pozo se realizó utilizando PROSPER; un elemento fundamental en el Modelo de Producción Integrada (IPM) tal como lo definen los expertos en petróleo que crea un modelo de pozo bastante robusto. (Petróleo Expertos , 2017 ) Dos pozo modelos fueron diseñados para :

1. Productor de petróleo

2. gas y agua Inyector

El modelo de pozo se diseñó con base en la información compartida por ExxonMobil con respecto a la descripción del desarrollo del proyecto Liza Fase 1. El desarrollo de Liza Fase 1 utilizará un buque flotante de almacenamiento y descarga de producción (FPSO) amarrado con una capacidad de producción de petróleo de 100. 000 a 120. 000 barriles por día (ExxonMobil, 2017).

Productores de petróleo

Los ocho pozos productores de petróleo y sus modelos de pozo equivalentes se modelaron utilizando una tasa de prueba de 12.500 - 15.000 STB/día con una presión de fondo de pozo de 2500 psig. Los resultados del modelo se utilizaron luego para ejecutar cálculos basados en IPR, VLP y curvas de rendimiento del sistema.

En el caso de los derechos de propiedad intelectual, los casos analizados fueron:

• Presión de Yacimiento (psig ): 1.500 – 8.650

• Corte de Agua (%): 20 – 95

• Relación gas petróleo ( scf /STB): 1.200 – 8.000

Esto generó un total de 1000 casos según la combinación de parámetros anteriores.

Para VLP, los casos probados fueron:

• Nodo superior Presión (psig ): 500 – 1.100

• Relación Petróleo Agua: 1 – 25

• Relación gas petróleo ( scf /STB): 1.200 – 8.000 Para el sistema (IPR + VLP), los casos probados fueron:

• Reservorio Presión (psig ): 1.500 – 8.650

• Relación Petróleo Agua: 1 – 25

• Nodo superior Presión (psig ): 200 – 2.000

Luego, la curva de elevación para VLP del productor de petróleo se exportó y guardó en el formato CMG – IMEX/GEM (versión 2009.10) para usarse en el Modelado Dinámico.

Inyectores de gas

Los inyectores de gas se modelaron basándose en los parámetros anteriores. Las presiones máximas de inyección se modelaron de manera que no cruzaran la presión de fractura de 11.000 psig. El volumen de gas inyectado se modeló para que coincida con el volumen de gas producido. Esto se hizo porque no había mercado para el gas producido y tampoco para el mantenimiento de la presión.

Los casos para el inyector de gas para IPR, VLP y sistemas son los siguientes:

1. DPI:

1. Reservorio Presión ( psig ): 1500 – 8650

2. Relación agua gas: 1 – 25

3. condensado (STB/ MMscf ): 1 – 30

4. Drenaje Área (acres): 1 – 80 2. VLP:

1. Nodo superior Presión ( psig ): 500 – 3000

2. Relación agua gas (STB/ MMscf ): 5 – 20

3. Relación petróleo agua: 1 – 35

3. Sistema (IPR + VLP):

1. Corte de Agua (%): 20 – 95

2. Presión de Yacimiento ( psig ): 1500 – 8650

Los inyectores de gas se convertirían posteriormente en productores de petróleo a partir del séptimo año de producción de petróleo.

Modelado dinámico de yacimientos

La simulación dinámica de yacimientos se realizó utilizando la herramienta de construcción de modelos de simulación de Computer Modeling Group Ltd. (CMG), Builder, y el simulador de petróleo negro y no convencional, IMEX.

El proceso involucrado en la construcción del modelo implicó importar el modelo RESCUE del modelo estático desarrollado en Petrel a CMG. Las siguientes tablas muestran los diversos parámetros que se utilizaron para completar el modelo.

Tabla 2 - Parámetros del modelo PVT para el modelo de yacimiento dinámico

 

PVT	MODELO
Gravedad del petróleo del tanque de almacenamiento (°API)		32
Temperatura de Yacimiento (°F)		205
Gravedad del gas		0,63
Presión de Burbujeo (psi)		8500
Modelo		Petróleo negro

Tabla 3 - Parámetros de permeabilidad relativa para el modelo de yacimiento dinámico

 

CORRELACIONES DE PERMEABILIDAD RELATIVA
SWCON - Saturación de punto final: agua connata	0,22
SWCRIT - Saturación de punto final: agua crítica	0,22
SOIRW - Saturación de punto final: aceite irreducible para tabla agua-petróleo	0,2
SORW - Saturación de punto final: aceite residual para la tabla agua-petróleo	0,2
SOIRG - Saturación de punto final: tabla de petróleo irreducible para gas-líquido	0,2
SORG - Saturación de punto final: Tabla de aceite residual para gas-líquido	0,2
SGCON - Saturación de punto final: gas connato	0.1
SGCRIT - Saturación de punto final: gas crítico	0.1
KROCW - Kro en Agua Connata	0,8
KRWIRO - Krw en petróleo irreducible	0,4
KRGCL - Krg en Liquido Connato	0,8
KROGCG - Krog en Gas Connato Gas	0,8
Exponente para calcular Krw a partir de KRWIRO	2
Exponente para calcular Krow a partir de KROCW	2
Exponente para calcular Krog a partir de KROGCG	2
Exponente para calcular Krg a partir de KRGCL	2

Tabla 4 - Condiciones iniciales para el modelo de yacimiento dinámico

 

	CONDICIONES	INICIALES
Presión de referencia (psi)		8.650
Profundidad de referencia ( pies )		12.000
Contacto agua aceite ( pies )		12.475
Contacto Gas Oil ( pies )		11.700

Análisis de sensibilidad El análisis de sensibilidad se realizó para ambos casos utilizando el CMOST de CMG, que determina los parámetros operativos y de yacimiento que definen la recuperación y producción de campos de petróleo y gas. Para el análisis de sensibilidad se definieron los parámetros CMOST, las propiedades del yacimiento y las funciones objetivo. Los parámetros modelados fueron los puntos finales de saturación, la compresibilidad de la roca y el "Skin Effect". Las propiedades del yacimiento como porosidad, permeabilidad y saturación de agua no se seleccionaron para el modelado porque las propiedades se distribuyeron utilizando conceptos geoestadísticos para el modelado estático.

Para cada caso y sus respectivos escenarios, se investigaron las siguientes propiedades:

 

      

Petróleo acumulado SC Gas acumulativo SC Agua Acumulada SC Tasa de Vacío Inyección/Producción RC Presión promedio del yacimiento SCTR de saturación promedio de gas Relación gas petróleo SCTR

Relación

       

Factor de recuperación de gas SCTR Volumen de gas SC SCTR Factor de recuperación de petróleo móvil SCTR Tasa de producción de petróleo SCTR Factor de recuperación de petróleo SCTR Corte de agua SCTR - % Relación Agua Gas SCTR Relación agua-petróleo SCTR

El Programa de Computación elegido para ejecutar el análisis de sensibilidad en CMOST - Metodología de superficie de respuesta (RSM), explora las relaciones entre las variables de entrada (parámetros) y las respuestas (funciones objetivas). La metodología de superficie de respuesta utiliza un conjunto de experimentos diseñados para construir un modelo "proxy" (aproximado) para representar el complicado modelo de simulación de yacimiento original. Los modelos "proxy" más comunes toman una forma lineal o cuadrática de una función polinómica. Una vez que se produjo el modelo "proxy", se utilizaron gráficos de tornados que mostraban una secuencia de estimaciones de parámetros para evaluar la sensibilidad de los parámetros.

Desarrollo del campo Liza – Fase 1

El desarrollo del campo Liza propuesto por ExxonMobil en la Figura 8 ilustra el enfoque adoptado para desarrollar el modelo dinámico de yacimiento.

Figura 8 - Plan de desarrollo del campo Liza (ExxonMobil, 2017)

Todos los pozos fueron perforados de acuerdo con el Plan de Desarrollo propuesto por ExxonMobil: ocho productores, seis inyectores de agua y tres inyectores de gas. Todos los pozos fueron perforados como pozos verticales, con todas las perforaciones abiertas según la profundidad del pozo.

Los pozos Liza 1, 2, 3 y 4, utilizados en la construcción del Modelo Estático, se establecieron como restricciones para todos los escenarios. Los inyectores de gas también se perforaron en el mismo lugar para todos los escenarios y solo se perforaron en la capa de gas. Los modelos de pozo creados en Prosper se importaron a CMG como las tablas de tubería que se utilizaron en los pozos respectivos como productor o inyector. Después de siete años, los inyectores de gas se convirtieron en productores con un objetivo de producción máximo de 650 MMscf /día. Los inyectores de gas se convirtieron secuencialmente, un inyector cada dos años, hasta alcanzar la producción máxima objetivo.

También se establecieron restricciones en CMG:

• Productor de petróleo:

  • Operar – STO Tasa de petróleo en superficie MAX – 12.500 bbl/día o Operar – BHP presión de fondo del pozo MIN – 2.500 psi

• Productor de gas o Operar – Tasa de gas de superficie STG MAX – 55 MMscf /día o Operar – BHP presión de fondo del pozo MIN – 2.500 psi

• Inyector :

  • Inyector de Agua

    • Operar – Tasa de inyección de agua en la superficie STW – 22.000 bbl/día

    • Operar – BHP presión de fondo del pozo MAX – 11.000 psi o Inyector de gas:

    • Operar – BHP presión de fondo del pozo MAX – 11.000 psi

Casos

El planteamiento para producir el yacimiento implicó dos casos con tres escenarios cada uno. El caso 1, el caso base, comenzó con una producción inicial de 100.000 bbl/día, mientras que el caso 2 se fijó en 120.000 bbl/día. Los escenarios siguientes se aplicaron a ambos casos, siendo la producción de petróleo el único cambio en todo el modelo.

escenario 1

Los inyectores de agua se colocaron en un patrón irregular alrededor de los productores con dos inyectores de agua por productor. Las designaciones L y U, inferior y superior respectivamente, se utilizaron para diferenciar entre productores (P) e inyectores de agua (WI) pertenecientes al yacimiento superior o inferior. Por ejemplo, WIL significa Inyector de agua inferior, mientras que PU significa Productor superior. Como se mencionó anteriormente, los inyectores de gas estaban confinados a la Capa de Gas, por lo que no se les asignó ninguna designación. Los dos inyectores de agua se colocaron en la base del yacimiento superior para empujar el petróleo hacia los productores superiores.

Escenario 2

Los inyectores de agua fueron colocados en el acuífero para mantenimiento de presión y barrido del petróleo. Los inyectores se perforaron en función de la ubicación del acuífero utilizando saturaciones de agua y capas en el modelo CMG para elegir la ubicación de cada uno de los cuatro inyectores. El yacimiento, como se muestra en la Figura 9, demuestra la posición del acuífero a lo largo de las diferentes capas (2 – 11) y el área donde se perforarían los cuatro inyectores. Los inyectores también se colocaron debajo de los productores.

Figura 9 - Variación de la saturación de agua en el embalse de Liza a través de las capas 2 a 11

Escenario 3

Para el escenario 3 se utilizó el mapa de saturación de petróleo para elegir la ubicación de los pozos de producción e inyección. Como se indicó anteriormente, Liza 1, 2, 3 y 4 no se pudieron modelar en una nueva ubicación ya que se usaron para construir el modelo estático y se mantuvieron como restricciones. Los inyectores de agua en el yacimiento inferior se dispusieron para producir el efecto de un impulso de agua de patrón periférico. La mayor saturación de petróleo se produjo en las capas superiores sobre la región del acuífero, pero esto no pudo utilizarse debido a limitaciones de tiempo y las limitaciones impuestas a los productores en el modelo.

Predicción del modelo

ExxonMobil, 2017, declaró en su descripción del desarrollo que el desarrollo de la fase 1 de Liza desarrollará aproximadamente 450 millones de barriles de petróleo del campo de Liza. El New Tork Times de 2017 señaló que ExxonMobil y Hess estimaron que el campo de Liza podría contener 1.400 millones de barriles de petróleo mezclado con gas natural, comparable a algunos de los campos más grandes perforados en América del Sur. La Tabla 5 muestra los resultados de la simulación. Se debe notar que:

 Caso 1 – 100.000 bopd : o Escenario 1 Escenario 2 Escenario 3  Caso 2 – 120.000 bopd :

oh Escenario 4 Escenario 5 Escenario 6

Tabla 5 - Resultados de varios escenarios en el desarrollo del campo Liza (2020 – 2045)

 

	Producción de petróleo (MMSTB)	Producción de gas (BCF)	Producción de Agua (MMSTB)	Producción Bruta (MBOE)	Factor de recuperación de petróleo
Escenario 1	460.21	3407	175.21	1028.82	17,99
Escenario 2	545.02	5185	23,72	1409.18	21.52
Escenario 3	556,76	4544	31,50	1314.09	21,98
Escenario 4	494.34	8437	177,10	1900.51	19,52
Escenario 5	506.64	6388	162,83	1571.31	20.00
Escenario 6	536,48	5516	21.45	1455.82	21.18

ExxonMobil, durante la campaña de perforación de los pozos exploratorios y de evaluación de Liza, afirmó que las reservas recuperables para el campo de Liza oscilan entre 0,8 y 1,4 mil millones de barriles de petróleo equivalente. Los escenarios 1, 2, 3 y 6 son los únicos escenarios que cumplen con este criterio.

Tras un examen más detenido de los resultados, se espera que el campo produzca 450 millones de barriles de petróleo y el resto sea producción de gas, lo que representaría el resto de las reservas recuperables. El escenario 1 es el único escenario que cumplió con dichos criterios y al mismo tiempo tuvo el factor de recuperación de petróleo más bajo como se ve en ¡Error! No se encuentra el origen de la referencia . . El escenario 1 también tuvo la segunda mayor producción de agua durante el período de 25 años, así como la menor producción de gas.

La comparación de los escenarios 1 y 4, al tener la misma configuración de pozos y estar perforados a las mismas profundidades, muestra un aumento del 147% en la producción de gas debido al aumento en la reducción del yacimiento y un aumento del 7,4% en la producción de petróleo. El perfil de producción para el escenario 1 se muestra en la Figura 10. Al comienzo de la producción de gas, la conversión del primer inyector a productor comenzó en 2027 con una producción de gas máxima permitida de 250 MMscf/día y los productores posteriores ingresaron cada 2 años (2029). y 2031). Se estableció como restricción en el modelo una producción de gas máxima permitida de 650 MMscf /día, como se muestra en la Figura 10.

Figura 10 - Perfil de producción para el Caso 1 Escenario 1

escenario 1

La inyección de gas se produjo entre 2020 y 2027, antes de que los tres inyectores de gas se convirtieran en productores. Un aumento en la proporción de gas petróleo y la saturación de gas coincidieron con el cese de la inyección. Migración de gas desde el casquete de gas al tramo de petróleo y producción desde el casquete de gas a medida que los inyectores se convertían en productores. La producción del casquete de gas conduce a una rápida disminución de la presión del yacimiento, como se muestra en la Figura 11.

Figura 11: Presión promedio del yacimiento del desarrollo de la Fase 1 del campo Liza

Se implementó una inyección continua de agua para el desarrollo del campo Liza y el índice máximo de tasa de vacío (VRR) o índice de reemplazo de vacío , como se conoce comúnmente para el proyecto, fue de 1,14. Hubo una fuerte disminución en VRR en 2027 correspondiente al final de la inyección de gas, como se muestra en la Figura 12. La expansión del casquete de gas y la reinyección del gas producido para el mantenimiento de la presión contribuyeron a la producción del volumen del yacimiento. Un VRR general mayor que 1 sugirió que el volumen inyectado excedía el volumen producido, lo que explicaría los altos volúmenes de agua producida. La observación de la gráfica de presión promedio del yacimiento y la gráfica de VRR versus tiempo muestra que para VRR>1, cuando la presión del yacimiento no aumenta, se muestra una pérdida de inyección fuera de la zona o una salida de fluidos del área de control. El VRR<1 y la presión del yacimiento no están disminuyendo, se indica la entrada de fluidos al área de control.

Figura 12: Relación de tasa de vaciamiento para el desarrollo del campo Liza

Evaluación Económica

El análisis económico del desarrollo del campo Liza se basa en un contrato de producción compartida (PSC, por sus siglas en inglés) donde los principales elementos fiscales del PSC son regalías, costo del petróleo/gas, ganancias/gas e impuesto sobre la renta corporativa. El análisis económico realizado excluye el impuesto sobre la renta de las empresas porque está incluido en la participación del gobierno en las ganancias del petróleo. (Wood Mackenzie, 2017 ) Se generó un pronóstico de producción de veinticinco (25) años que recuperó la inversión de capital (CAPEX), el gasto operativo (OPEX), las regalías, el precio del petróleo, el precio del gas con un factor de escalamiento y la repartición de ganancias. El flujo de ingresos de Guyana se basa en el acuerdo de reparto de ingresos que fija la participación del gobierno en el 50 por ciento de las "ganancias del petróleo". Con el 75 por ciento de los ingresos petroleros totales asignados inicialmente a la "recuperación de costos", la participación del gobierno es sólo el 12,5 por ciento, pero aumentará significativamente después de que ExxonMobil y sus socios recuperen su inversión inicial. (Kaieteur News, 2017 ) El gobierno de Guyana recauda una regalía del 2% de ExxonMobil sobre los ingresos brutos. El costo de CAPEX del desarrollo de la Fase 1 de Liza incluye un sistema de producción submarina y un buque flotante de producción, almacenamiento y descarga (FPSO) diseñado para producir hasta 120.000 barriles de petróleo por día y se espera que cueste 4.400 millones de dólares, lo que incluye una capitalización por arrendamiento. costo de aproximadamente $1.2 mil millones para la instalación FPSO. (OILNOW, 2017 ) El costo de perforar y completar los pozos de desarrollo es de 135 millones de dólares cada uno, según un informe de Wood Mackenzie de 2017 que indicó que el costo del pozo sería de aproximadamente 120 millones de dólares.

 

Con base en el análisis económico, los resultados se muestran en la Tabla 6. La sensibilidad al precio del petróleo se realizó con base en el clima actual de la industria del petróleo y el gas. Al OPEX del petróleo se le asignó un factor de escalada del 2%, pero el OPEX máximo del petróleo se limitó a la mitad del precio asociado del petróleo.

Tabla 6 - Análisis económico del desarrollo del campo Liza - Fase 1 basado en el Caso 1 Escenario 1 (100.000 bopd )

 

Precio del petróleo ($/Bbl)	50	45	sesenta y cinco
Producción acumulada de petróleo ( Mstb )	460.538	460.538	460.538
Producción acumulada de gas ( Mmscf )	3.407.070	3.407.070	3.407.070
Producción acumulada de petróleo ( Bcfe )	1.028	1.028	1.028
Ingresos petroleros ( Us M$)	23.026.899,20	20.724.209	29.934.968,96
Ingresos por Gas ( Us M$)	9.771.018,11	9771018.11	9771018.11
totales del gobierno (millones de dólares estadounidenses)	8.886.208,79	7688810.03	12478405.07
Tode ma gobierno (%)	51,92	52.06	51,64
Perío de Recuperación de Costo (años )	6.0	6.0	4.0

Sobre la base de una inversión de capital estimada de ExxonMobil de 4.500 millones de dólares estadounidenses, un precio del petróleo de 50 dólares estadounidenses por barril, un precio del gas de 2,50 dólares estadounidenses por millón de BTU y los gastos operativos proyectados de este proyecto durante el período de veinticinco años, los nuevos ingresos totales para Guyana durante este período ascenderá a 8.900 millones de dólares. También se estima que la parte del costo de desarrollo que corresponde a Guyana se reembolsará dentro de los seis (6) años siguientes al inicio de la producción del campo Liza.

Conclusión

El proyecto tuvo muchas limitaciones que generaron incertidumbres en el modelo y los resultados. No había datos disponibles sobre el campo Liza fuera de la información publicada por ExxonMobil. Se hicieron muchas suposiciones basadas en investigaciones de campos similares en el margen de transformación y el conocimiento de la teoría del conjugado atlántico. Sin mapas, registros ni datos de yacimientos; Se utilizaron conceptos geoestadísticos y de ingeniería para compensar la falta de datos. También se pueden implementar evaluaciones de incertidumbre para futuros trabajos de simulación para perfeccionar el modelo. La evaluación de la incertidumbre puede determinar la variación en los resultados de la simulación debido a la incertidumbre residual, la incertidumbre que permanece después de la optimización, que generalmente se refiere al valor de algunas variables del yacimiento. Los resultados de simulación disponibles pueden desarrollar una superficie de respuesta para cada función objetivo, como la producción acumulada de petróleo, con respecto a cada una de las variables inciertas, como la porosidad, la permeabilidad, las saturaciones finales y la viscosidad del petróleo.

El escenario 1 tuvo el factor de recuperación de petróleo más bajo de todos los escenarios, un 17%. Se puede implementar una segunda fase de desarrollo para trabajos futuros en el campo de Liza. La perforación de más productores e inyectores en base a un mapa de potencial petrolero incrementaría el factor de recuperación. También se puede trabajar más en términos de selección de patrones para la inyección de agua en el yacimiento inferior y la adición de inyectores de agua en el yacimiento superior para proporcionar una mejor eficiencia de barrido. También es una opción el trabajo futuro en el campo de Liza en forma de proyecto piloto. Un proyecto piloto donde se realiza la inyección de agua de baja salinidad y se compara con la historia anterior del campo de inyección de agua.

El campo Liza, el primer éxito comercial de ExxonMobil en el bloque Stabroek, puso a Guyana en el centro de atención en un período muy sensible en la historia de la industria del petróleo y el gas. Los ingresos potenciales que Guyana obtendrá de la producción de la fase 1 del campo Liza también contribuirían al derecho soberano de Guyana a desarrollar sus recursos naturales (Nota del Traductor:EN SU TERRITORIO NO EN EL DE VENEZUELA), industrias transformadoras y creación de empleo. Para que esto sea posible, se deben realizar investigaciones sobre los mercados potenciales del gas.

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Abstract

In May 2015, ExxonMobil successfully brought in the Liza 1 wildcat well, 120 miles off the coast of the South American nation of Guyana in the Stabroek block, in the Guyana-Suriname basin. Prior to the Liza 1 success, there were 22 wells drilled by other companies, all of which proved to be non-commercial. ExxonMobil stated that recoverable reserves from the Liza field – Phase 1 development would be in the range of 0.8 – 1.4 billion barrels of oil equivalent.

The Liza field is part of one of the most prospective basins in South America based on a US Geological survey report - the Guyana-Suriname basin. A representative model was created using Petrel, Wellplot Digitizer, PROSPER, CMG and Microsoft Excel and consists of eight (8) producers, three (3) gas injectors and six (6) water injectors as outlined in the ExxonMobil Phase 1 development plan. Simulation results indicate that over a twenty-five (25) year period approximately 456 MMSTB of oil and 3.5 TCF of gas, equivalent to 1.04 billion BOE will be recovered from the Liza Phase 1 development.

Based on the Production Sharing Agreement between the Guyana government and ExxonMobil, an economic assessment was undertaken which quantifies the government share of revenues to be obtained from the Liza field – Phase 1 development. The variables in this economic evaluation included capital expenditure (CAPEX), oil and gas price, operational expenditure (OPEX), 2% royalty payment, cost recovery mechanism and 50% profit split to the Guyana government.

Based on ExxonMobil estimated capital investment of $US 4.5 billion, an oil price of $US 50/bbl, gas price of $US 2.50/MMBTU and this project’s projected operational expenses over the twenty five year period, total new revenue to Guyana over this period will amount to $US8.9 billion. It is also estimated that Guyana’s share of the development cost will be paid back within six (6) years of commencement of production of the Liza field.

Introduction

Guyana, a former British colony, is located in northeastern South America, bordering the North Atlantic Ocean between Suriname and Venezuela. With an area of 214, 969 km2, Guyana is also the only English speaking country in South America. The hydrocarbon potential of Guyana lies offshore in the Guyana basin which is a part of the Guyana-Suriname basin, rated as the second most prospective unexplored basin in the world according to the United States Geological Survey (USGS) in its World Petroleum Assessment 2000. The Guyana basin is considered to be geologically analogous to the basins offshore West Africa. There were no significant oil discoveries in Guyana until the success of the Liza 1, with the first exploration well having been drilled in 1916.

In 2015, ExxonMobil discovered the Liza field. The Liza 1 wildcat well was successfully drilled 120 miles off the coast of the South American nation of Guyana in the Stabroek block. Since the Liza 1 discovery, three more appraisal wells have been drilled in the Liza field, which confirmed a world-class discovery, containing 0.8 – 1.4 billion barrels of oil equivalent (boe). Prior to the Liza 1 success, there were 22 wells drilled by other companies, all of which proved to be non-commercial.

Through various forms of information, ExxonMobil has proposed their development plan for the Liza. The aim of this paper is to present a summary of the proposed development plan, incorporating and integrating knowledge gained from research on the Atlantic Conjugate theory (Brune et al., 2014) with the main focus on the economic benefit to Guyana. The Atlantic Conjugate theory has been a successful tool in the discovery of oil and gas fields on the South American and West African sides of the Atlantic margin.

With ExxonMobil and its partners currently in the development stage, detailed technical data is not readily available. Knowledge gaps in the paper were filled by the application of various learnt engineering and geological concepts.

Guyana

Guyana Petroleum Basins

There are two petroleum basins in Guyana, the Takutu basin and the Guyana basin. The Guyana basin can be further subdivided into two more basins, the onshore Guyana basin and the offshore Guyana basin. The Guyana basin is located mostly offshore and extends from Guyana across Suriname and French Guiana. Wood Mackenzie, 2017 stated that historically, exploratory work focused on structural targets based on the premise that the stratigraphic traps hold the potential.

Takutu Basin

The Takutu basin (Figure 1) is a large Mesozoic graben in the southwestern area of Guyana and northern Brazil. The basin is an ENE trending Jurassic-Early Cretaceous continental rift basin about 40 km wide and 280 km long. Webster, 2004 states that prior exploration documented a stratigraphic section dominated by mudstone but including Jurassic lacustrine source shale, siltstone, evaporite, and basalt. Webster, 2004 states Hunt Oil Co. began operations in the basin in the 1980s with a three-year exploration program including field geology, photo geologic mapping, several methods of surface geochemical prospecting, reprocessing, and acquisition of SAR, aeromagnetic, and 1,331 km of new seismic. The geological characteristics of the Takutu basin are mainly naturally fractured reservoirs, thus proving more difficult to find commercial petroleum than regular reservoirs.

Figure 1(a) Structural Leads and Kitchen Areas of the Takutu Basin, (b) Structural Cross Section of the Takutu Basin (Webster, 2004)

Guyana Basin

The Guyana Basin (Figure 2) contains a world-class source rock of Late Cretaceous age (Yang & Escalona, 2011) and is located along the passive margin of northeastern South America (Yang & Escalona, 2011). Yang & Escalona, 2011 posited with no major oil discoveries, the region is considered by the U.S. Geological Survey (USGS) the second least explored basin in the world. The USGS integrated approximately 3000 km of industry two-dimensional seismic data and 16 offshore wells in offshore Guyana to provide a regional framework and its hydrocarbon potential.

Figure 2 - The Guyana and Takutu Basins (Wood Mackenzie, 2017)

The Guyana Basin is a well-developed half-graben, passive continental margin type sedimentary basin. The entire basin actually spans four countries with the majority lying in Guyana and Suriname, with minor extensions into Venezuela and French Guiana. In Guyana, this basin covers the country's entire coastal region and extends offshore approximately 150 km. The Guyana basin is further divided into the onshore and offshore Guyana basins.

Three main tectonic episodes can be attributed to the formation of the Guyana basin. They are as follows:

1. Gondwanaland super continent break-up;

2. Opening of the South Atlantic Ocean during the Early Cretaceous;

3. Rifting, causing the creation of pull apart basins, of the South American and African plates in the Jurassic.

The break-up of Gondwanaland led to the creation of the South American and African plates during the Jurassic with the formation of graben-type structures due to localized rifting. Wood Mackenzie, 2017 explained that Guyana’s present day inland Takutu basin is a failed rift and a good example of the type of structures that were formed. The graben type structures would later become inverted due to compression caused by the opening of the South Atlantic Ocean. This was an intergral event in the depositional history of Guyana with the rise of the Demerara High, which lies offshore Guyana.

Onshore Guyana Basin

The onshore Guyana basin is estimated to cover an area of approximately 169,834 km2. The basin is bounded to the north by the Pomeroon Arch and to the south by the Demerara Plateau high, spanning four countries in north-eastern South America with the majority lying in Guyana and Suriname, and the lateral extremities extending into Venezuela and French Guiana (Wood Mackenzie, 2017).

According to Guyana Geology and Mines Commission, 2017 the deepest part of the southern boundary of the basin is approximately 150 miles from the Guyanese coastline. NABI Oil And Gas, Inc. and ON ENERGY Inc. companies have concessions within this part of the basin. Fraser, 2016 indicates that there were 13 wells drilled within this part of the Guyana basin from 1916 to present day, with only Rose Hall1 drilled in 1941 and Drill-1 in 1967 having oil shows. The thickest sediments can be found in the eastern part of the basin with thickness reaching up to 2,500m. Biogenic gas was predominantly found on the coast with a fraction yielding thermogenic gas.

Offshore Guyana Basin

There are many companies operating in the offshore Guyana basin (Figure 3), from major oil and gas companies to junior players. The biggest stakeholder is ExxonMobil, the leading acreage holder in the basin and the company to make history with the first commercial oil discovery in Guyana. ExxonMobil has repeated its success, with the discovery of the Payara field and the Snoek prospect in 2017. ExxonMobil subsidiary Esso Exploration and Production Guyana Ltd. (EEPGL) owns the majority interest (45%) in the Stabroek block.

Figure 3 - Index map of the Guyana basin (Wood Mackenzie, 2017)

Guyana-Suriname Basin

Highlighted as one of the most prospective basins in South America, the Guyana- Suriname basin (Figure 4) is regarded as underexplored. Brandon Hill Capital, 2017 substantiated that interest in the basin was accentuated by a US Geological survey report, which identified the Guyana-Suriname basin as having the largest potential resources in South America after the Santos and Campos basin in Brazil.

Figure 4 - The Guyana-Suriname Basin (Dennison, 2017)

The underexplored basin is estimated to hold 15.2 billion barrels of untapped resources and this interest was further enhanced by the discovery of the Jubilee field in Ghana and the non- commercial Zaedyus discovery made in French Guiana. Based on the Eco (Atlantic) Oil & Gas report by Brandon Hill Capital, 2017 those discoveries provided definitive evidence that similar petroleum systems occur on both sides of the Atlantic conjugate margin.

The Guyana-Suriname basin is a Cretaceous sedimentary basin geographically situated along the northeast cost of South America extending across the maritime areas of Guyana, Suriname and French Guiana. The basin is bounded to the south by the Demerara Plateau high and the north by the Pomeroon Arch. (Dennison, 2017). Stolte, 2013 emphasized that there are at least two world-class source rocks of Middle and Upper Cretaceous age, sometimes referred to as the Canje Formation, found in such sedimentary packages.

Workman & Birnir, 2015 indicated that the basin evolved from a failed rift arm which extends on trend to the Takatu Basin to the east straddling the borders of Guyana and Brazil. The basin architecture is described as a trap door structure plunging from the Pomeroon Arch and abutting against the Demerara Plateau (Figure 5) with the basement being formed by the Atlantic Unconformity. Overlying the unconformity are: the continental Barremian Stabroek Formation, the Aptian Potoco Carbonate that gradually drowned and finally by the deposition of the Canje Formation which contains the regionally deposited source beds.

Figure 5 - Guyana-Suriname Basin Stratigraphy (Dennison, 2017)

Atlantic Conjugate Theory

Auge, 2015 stated that because Africa and Latin America once belonged to the same geographic landmass, a number of countries on opposite side of the Atlantic Basin— particularly in the south— have similar geologies, despite the fact that they are separated by thousands of miles today. This has recently led oil firms to buy blocks on the opposite side of Atlantic when they make discoveries on one side of the basin or the other. This strategy is known as the ‘Mirror Image Theory". It is widely accepted in the industry that the petroleum geology of the area closely resembles that of West Africa. The basins of the Guiana Equatorial Margin, which are comprised of offshore and onshore portions, encompass the coastal areas of Guyana, Suriname, French Guiana, and small portions of Venezuela and Brazil (Stolte, 2013). The petroleum system of the Guianas Basins is believed to be a mirror image of the petroleum system present in West Africa, where several large petroleum accumulations (e.g., the Jubilee discovery in the Tano Basin, offshore Ghana) have been discovered in recent years (Stolte, 2013). The Canje Formation was deposited (approximately 90 million years ago) during the time that South America and Africa drifted apart at the Equatorial Atlantic Transform Margin (Figure 6) and is believed to be the same source rock found in petroleum systems associated with significant petroleum discoveries in West Africa.

Figure 6 - South Atlantic Conjugate Margins through geological time (Bryant, et al., 2012)

Accordingly, the industry has identified several similarities with respect to source, timing, burial, compaction, and trapping mechanisms between the offshore Guianas Basins and the offshore basins of West Africa (Stolte, 2013).

A recent example of this approach may be found along the transform margin where successful exploration concepts developed in Turonian-age lowstand turbidite fans offshore Ghana have been applied offshore French Guiana, leading to the recent Zaedyus discovery within similar deposits. Bryant, et al., 2012 established that compelling evidence from wireline log responses, hinterland cooling events and biostratigraphically constrained unconformities when integrated; suggest that Campanian-age lowstand deposits may also provide attractive reservoir targets in the Guyana-Suriname basin offshore northern South America.

Case Studies

The first occurrence of mirror image exploration on the other side of the Atlantic Basin took place in Brazil. Since 2006, the large discoveries in the Lula field— along with the other huge discoveries (Libra, Carioca) in the pre-salt Santos and Campos basins, off the coast of Rio de Janeiro, Sao Paolo, and Vitoria) have been driving exploration efforts in Namibia (Auge, 2015).

Further discoveries in the West Africa Transform margin also supported the theory with the discovery of the Jubilee field in 2007 by the British company Tullow Oil and the American juniors, Kosmos Energy and Anadarko, unlocked Ghana which had previously produced only a very small quantity of crude (Auge, 2015). Other significant discoveries included the Tweneboa, Ntomme, and Enyenra fields in the Tano basin. Auge, 2015 also points out that in Sierra Leone, the continuation of the petroleum trends of Ghana in the east helped Anadarko and Tullow to discover the Venus, Mercury, and Jupiter fields in 2009, 2010 and 2011.

Jubilee Field

The Jubilee field was discovered by Kosmos Energy and partners in June 2007 in the Gulf of Guinea, approximately 60 km offshore Western Ghana in 1200 – 1500 m of water (McLaughlin, 2012). This was the first significant oil find in 40 years of offshore exploration in Ghana and also one of the largest fields discovered in the last decade in Africa. The Mahogany-1 wildcat well on the West Cape Three Points (Figure 2.L) block tested a light (37° API) sweet, high GOR crude. The well was drilled to test the Late Cretaceous Turonian fan identified with 3D seismic data.

After drilling three appraisal wells, a 250 m (820.21 ft.) average gross interval of stacked, amalgamated turbidite channel and fan sands with net pay ranging from 20 m (65.52 ft.) – 100 m (328.08 ft.) were confirmed. Based on core measurements, porosities averaged 21% and permeability is in the hundreds of millidarcies. Table 2.2 shows the reservoir properties found in the Jubilee field.

Table 1 - Reservoir fluid properties of the Jubilee Field

 

RESERVOIR FLUID PROPERTIES
Initial Reservoir Pressure (psia) in M-1		5295
Pressure range across field (psia)		5000 - 5700
Initial Reservoir Temperature (°F) across field		196 - 225
Stock Tank Oil Gravity (°API)		36-38
GOR (scf/stb)		1200
Viscosity (cp)		0.16 – 0.3

The field contains two primary reservoirs intervals, the Upper and Lower Mahogany. The field had undergone a seventeen well development program comprising nine producers, six water injectors and two gas injectors. Sills & Agyapong, 2012 states that in both reservoirs the water injectors are located downdip supporting producers in both mid-dip and updip locations, with distances between water injectors and producers ranging from 1 to 5 km. The Jubilee field was developed using a phased approach, similar to

ExxonMobil’s approach for the Liza field.

The field was developed with a 17 well subsea system (Figure 7) and a 120,000 bopd Floating Production, Storage and Offloading (FPSO) vessel. An estimated 120 MMscf of natural gas was produced daily, with 20 MMscf used on the FPSO for electrical power generation, steam generation and to supply the processing and utility facilities (Tullow Ghana Limited, 2009). The remaining gas would be injected back into to the reservoir for pressure maintenance and improved oil recovery. Tullow Ghana Limited, 2009 stated that water injection commenced at the start of production to maintain reservoir pressure for oil recovery. To prevent sand from the well face from entering the well completion, sand control was implemented by hydraulically fracturing the reservoir rock and placing a known size of synthetic gravel (sand) in the fractures (Tullow Ghana Limited, 2009).

Figure 7 - Phase 1 development well location (Sills & Agyapong, 2012)

Deepwater Tano

Located offshore Ivory Coast, the Tano Basin (Figure 2.O) is a petroleum province with significant discoveries and producing field such as Espoir and Belier (CGG, 2013). Within the Tano basin, in the Upper Cretaceous specifically, thick clastic sequences consisting of fluvial and lacustrine facies were deposited, providing adequate thickness in addition to a thin tertiary section for maturity of the Cretaceous source rocks. Stratigraphically trapped Albian, Cenomanian and Senonian turbidite sandstones were from the thick clastic sequence and acted as the main reservoir within the basin while marine shales form a seal (CGG, 2013).

The Deepwater Tano block west of Jubilee consists mainly of three fields; Tweneboa, Enyenra, and Ntomme, collectively known as the TEN complex (Wilhelmsen & Lorentzen, 2012). On February 2010, the first appraisal well Tweneboa-2 was dilled and combined with the findings of the exploration well, Tweneboa-1, the field was established as a major gas condensate and oil field. In July 2010, Owo-1 and several sidetrack wells were drilled west of Tweneboa, which established Enyenera as a major new oil field. Tweneboa-3 was spudded in January 2011 and drilled into the Ntomme prospect confirming gas condensate accumulation In February 2011, the first Enyenra appraisal well (Enyenra-2A) was drilled, and Tullow encountered high quality light oil. The Enyenra-4a was drilled to define the southern extent of the field and intersected 32m of net oil pay in March 2012 (Wilhelmsen & Lorentzen, 2012).

The reservoirs lie in water depths ranging from 1,000 to 2,000m. Subsequent to the discovery and appraisal of the fields, the TEN Plan of Development consisted of 24 wells in total – a mixture of water injection, gas injection and production wells - connected to an FPSO through subsea infrastructure (Tullow Ghana Ltd., 2016).

Zaedyus Discovery

Based on the success of the Jubilee field and TEN complex, Tullow Oil used their existing knowledge to apply the Atlantic Conjugate theory to the South American basin. Their aim was to discover in South America the twin basin to Jubilee in West Africa through the use of seismic data and exploration drilling.

The first successful test was the Zaedyus fan discovery in 2011, which further de-risked the South American assets. The Zaedyus-1 well substantiated the theory, in part, by finding approximately 236 feet of net pay in two turbidite fans of Cenomanian-Turonian age, which are believed to contain 500 to 850 million barrels of recoverable oil equivalent (Stolte, 2013).

The Zaedyus prospect was shown to be Jubilee’s conjugate, but it was not deemed a commercial success though the results were encouraging because they positively identified similar attributes of a significant petroleum system.

Methodology

The foundation of the paper was constructed by doing research on transform margins, the Atlantic Conjugate Theory, case studies based on aforementioned theory and reports from ExxonMobil and various sources on activity surrounding the Liza field. Much attention has been drawn to the Atlantic Conjugate theory with success on both the West African and South American sides having critically influenced academic dialogue. The analogous fields of the Guyana-Suriname basin were investigated to generate a range for reservoir properties in the static model and with ExxonMobil and its partners currently in the development stage, detailed technical data is not readily available.

The static model was created using software suites Petrel, Microsoft Excel and WellplotDigitizer.

• WebplotDigitizer is a web based tool to extract data from plots, images, and maps (Rohatgi, 2017)

• Petrel is a Windows PC software application intended to aggregate oil reservoir data from multiple sources

Using the distances of the appraisals wells in relation to the wildcat well, Liza 1, and the reservoir boundary imaged from WellplotDigitizer a reservoir model was developed. Based on the data points produced from WellplotDigitizer, a scaled model was created by discretizing the image in combination with the well location and distances in relation to the wildcat well, Liza 1 in Microsoft Excel’s solver. Once the scaled model was produced, reservoir tops and bottoms were entered in Petrel to create the static model. The static model is divided into two sections, the upper and the lower reservoir. The assumption is that there is a fault running across the model since the reservoir is a half graben structure, faulting is expected. The upper half of the reservoir contains the gas cap and the lower half has an aquifer.

Liza 1, 2 and 4 are part of the lower reservoir, while Liza 3 is drilled in the upper reservoir. The upper reservoir is saturated while the lower is undersaturated.

Wellbore modelling was done using PROSPER; a fundamental element in the Integrated Production Model (IPM) as defined by Petroleum Experts that creates a robust well model. (Petroleum Experts, 2017) Two wellbore models were designed for:

1. Oil Producer

2. Gas and water Injector

The wellbore model was designed based on information shared by ExxonMobil regarding the Liza Phase 1 project development description. Liza Phase 1 development will utilize a spread moored Floating Production Storage and Offloading (FPSO) vessel with an oil production capacity of 100,000 – 120,000 barrels per day (ExxonMobil, 2017).

Oil Producers

The eight oil producers and their equivalent wellbore models were modelled using a test rate of 12,500 - 15,000 STB/day with a bottomhole pressure of 2500 psig. The results of the model were then used to run calculations based on IPR, VLP and system performance curves.

For IPR, the cases tested were:

• Reservoir Pressure (psig): 1500 – 8650

• Water Cut (%): 20 – 95

• Gas Oil Ratio (scf/STB): 1200 – 8000

This generated a total of 1,000 cases based on the combination of parameters above.

For VLP, the cases tested were:

• Top Node Pressure (psig): 500 – 1100

• Water Oil Ratio: 1 – 25

• Gas Oil Ratio (scf/STB): 1200 – 8000 For system (IPR + VLP), the cases tested were:

• Reservoir Pressure (psig): 1500 – 8650

• Water Oil Ratio: 1 – 25

• Top Node Pressure (psig): 200 – 2000

The lift curve for VLP of the oil producer was then exported and saved in the CMG – IMEX/GEM (Release 2009.10) format to be used for dynamic modelling.

Gas Injectors

Gas injectors were modelled based on the above parameters. The max injection pressures were modelled so as not to cross the fracture pressure of 11,000 psig. The volume of gas injected was modelled to match the volume of gas produced. This was done because there was no market for the produced gas and also for pressure maintenance.

The cases for the gas injector for IPR, VLP and systems are as follows:

1. IPR:

1. Reservoir Pressure (psig): 1500 – 8650

2. Water Gas Ratio: 1 – 25

3. Condensate Gas Ratio (STB/MMscf): 1 – 30

4. Drainage Area (acres): 1 – 80 2. VLP:

1. Top Node Pressure (psig): 500 – 3000

2. Water Gas Ratio (STB/MMscf): 5 – 20

3. Water Oil Ratio: 1 – 35

3. System (IPR + VLP):

1. Water Cut (%): 20 – 95

2. Reservoir Pressure (psig): 1500 – 8650

Gas injectors would later be converted to oil producers beginning from year seven of oil production.

Dynamic Reservoir Modelling

Dynamic reservoir simulation was done using the Computer Modelling Group Ltd. (CMG) simulation model building tool, Builder, and black oil and unconventional simulator, IMEX.

The process involved in building the model involved importing the RESCUE model of the static model developed in Petrel into CMG. The following tables below shows the various parameters that were used in populating the model.

Table 2 - PVT model parameters for dynamic reservoir model

 

PVT	MODEL
Stock tank oil gravity (°API)		32
Reservoir Temperature (°F)		205
Gas Gravity		0.63
Bubble point pressure (psi)		8500
Model		Black Oil

Table 3 - Relative permeability parameters for dynamic reservoir model

 

RELATIVE PERMEABILITY CORRELATIONS
SWCON - Endpoint Saturation: Connate Water	0.22
SWCRIT - Endpoint Saturation: Critical Water	0.22
SOIRW - Endpoint Saturation: Irreducible Oil for Water-Oil Table	0.2
SORW - Endpoint Saturation: Residual Oil for Water-Oil Table	0.2
SOIRG - Endpoint Saturation: Irreducible Oil for Gas-Liquid Table	0.2
SORG - Endpoint Saturation: Residual Oil for Gas-Liquid Table	0.2
SGCON - Endpoint Saturation: Connate Gas	0.1
SGCRIT - Endpoint Saturation: Critical Gas	0.1
KROCW - Kro at Connate Water	0.8
KRWIRO - Krw at Irreducible Oil	0.4
KRGCL - Krg at Connate Liquid	0.8
KROGCG - Krog at Connate Gas	0.8
Exponent for calculating Krw from KRWIRO	2
Exponent for calculating Krow from KROCW	2
Exponent for calculating Krog from KROGCG	2
Exponent for calculating Krg from KRGCL	2

Table 4 - Initial conditions for dynamic reservoir model

 

	INITIAL C	ONDITIONS
Reference Pressure (psi)		8650
Reference Depth (feet)		12,000
Water Oil Contact (feet)		12,475
Gas Oil Contact (feet)		11,700

Sensitivity Analysis The sensitivity analysis was done for both cases using CMG’s CMOST which determines reservoir and operating parameters defining recovery and production of oil and gas fields. The CMOST parameters, reservoir properties and the objective functions were defined for the sensitivity analysis. The parameters modelled were the saturation endpoints, rock compressibility and skin. Reservoir properties such as porosity, permeability and water saturation were not selected for modelling because the properties were distributed using geostatistical concepts for the static modelling.

For each case and their respective scenarios, the following properties were investigated:

 

      

Cumulative Oil SC Cumulative Gas SC Cumulative Water SC Voidage Rate Injection/Production RC Average Reservoir Pressure Gas Average Saturation SCTR Gas Oil Ratio SCTR

Ratio

       

Gas Recovery Factor SCTR Gas Volume SC SCTR Mobile Oil Recovery Factor SCTR Oil Production Rate SCTR Oil Recovery Factor SCTR Water Cut SCTR - % Water Gas Ratio SCTR Water Oil Ratio SCTR

The engine chosen to run the sensitivity analysis in CMOST - Response Surface Methodology (RSM), explores the relationships between input variables (parameters) and responses (objective functions). Response Surface Methodology uses a set of designed experiments to build a proxy (approximation) model to represent the original complicated reservoir simulation model. The most common proxy models take either a linear form or quadratic form of a polynomial function. Once the proxy model was produced, tornado plots displaying a sequence of parameter estimates were used to assess the sensitivity of parameters.

Liza Field Development – Phase 1

The Liza field development as proposed by ExxonMobil in Figure 8, illustrates the approach taken with developing the dynamic reservoir model.

Figure 8 - Liza field development plan (ExxonMobil, 2017)

All wells were drilled in accordance with the development plan proposed by ExxonMobil: eight producers, six water injectors and three gas injectors. All wells were drilled as vertical wells, with all perforations open based on the depth of the well.

Liza 1, 2, 3 and 4, used in building the static model, were set as constraints for all scenarios. The gas injectors were also drilled in the same location for all scenarios and only perforated in the gas cap. The wellbore models created in Prosper were imported into CMG as tubing tables and used in the respective wells as either a producer or an injector. After seven years the gas injectors were converted to producers with a max target production of 650 MMscf/day. Gas injectors were converted sequentially, one injector every two years until the max target production was achieved.

There were also constraints set in CMG:

• Oil Producer:

  • Operate – STO Surface Oil Rate MAX – 12,500 bbl/day o Operate – BHP bottom hole pressure MIN – 2500 psi

• Gas Producer o Operate – STG surface gas rate MAX – 55 MMscf/day o Operate – BHP bottom hole pressure MIN – 2500 psi

• Injector:

  • Water Injector

    • Operate – STW surface water rate – 22,000 bbl/day

    • Operate – BHP bottom hole pressure MAX – 11,000 psi o Gas Injector:

    • Operate – BHP bottom hole pressure MAX – 11,000 psi

Cases

The approach to producing the reservoir involved two cases with three scenarios each. Case 1, the base case, started with an initial production of 100,000 bbl/day while case 2 was set at 120,000 bbl/day. The scenarios below were applied to both cases, with oil production being the only change across the model.

Scenario 1

The water injectors were placed in an irregular pattern around producers with two water injectors to one producer. The designations L and U, lower and upper respectively, were used to differentiate between producers (P) and water injectors (WI) belonging to the upper or lower reservoir. For example, WIL means Water Injector Lower, while PU means Producer Upper. As mentioned earlier gas injectors were confined to the gas cap so there was no designation assigned to them. The two water injectors were placed at the base of the upper reservoir to push oil towards the upper producers.

Scenario 2

The water injectors were placed in the aquifer for pressure maintenance and sweep. The injectors were drilled based on the location of the aquifer using water saturations and layers in the CMG model to choose the location of each of the four injectors. The reservoir, as shown in Figure 9, demonstrates the position of the aquifer throughout the different layers (2 – 11) and the area where the four injectors would be drilled. The injectors were also placed down-dip of the producers.

Figure 9 - Water Saturation variation across the Liza reservoir through layers 2 – 11

Scenario 3

For scenario 3, the oil saturation map was used to choose the location of the production and injection wells. As stated earlier, Liza 1, 2, 3 and 4 could not be modelled in a new location as these well were used to build the static model and held as constraints. The water injectors in the lower reservoir were arranged to produce the effect of a peripheral pattern water drive. The highest oil saturation occured in the upper layers above the aquifer region but this could not be utilized due to time constraints and the constraints placed on the producers in the model.

Model Prediction

ExxonMobil, 2017 stated in their develoment description that the Liza phase 1 development will develop approximately 450 million barrels of oil from the Liza field. The New Tork Times, 2017 noted that ExxonMobil and Hess estimated that the Liza field could contain 1.4 billion barrels of oil mixed with natural gas, comparable to some of the larger fields drilled in South America. Table 5 shows the results from simulation. It should be noted that:

 Case 1 – 100,000 bopd: o Scenario 1 Scenario 2 Scenario 3  Case 2 – 120,000 bopd:

o Scenario 4 Scenario 5 Scenario 6

Table 5 - Results of various scenarios in the Liza field development (2020 – 2045)

 

	Oil Production (MMSTB)	Gas Production (BCF)	Water Production (MMSTB)	Gross Production (MMBOE)	Oil Recovery Factor
Scenario 1	460.21	3407	175.21	1028.82	17.99
Scenario 2	545.02	5185	23.72	1409.18	21.52
Scenario 3	556.76	4544	31.50	1314.09	21.98
Scenario 4	494.34	8437	177.10	1900.51	19.52
Scenario 5	506.64	6388	162.83	1571.31	20.00
Scenario 6	536.48	5516	21.45	1455.82	21.18

ExxonMobil, during the drilling campaign for the Liza wildcat and appraisal wells, stated that the recoverable reserves for the Liza field range from 0.8 – 1.4 billion barrels of oil equivalent. Scenarios 1, 2, 3 and 6 are the only scenarios that match this criteria. Upon, further perusal of the results, the field is expected to produce 450 million barrels of oil with the remainder being gas production which would account for the remainder of the recoverable reserves. Scenario 1 is the only scenario that honoured said criteria while having the lowest oil recovery factor as seen in ¡Error! No se encuentra el origen de la referencia.. Scenario 1 also had the second highest water production over the 25 year period as well as the lowest gas production.

Comparison of scenarios 1 and 4, being that they have the same well configuration and are drilled to the same depths, show a 147% increase in the gas production due to the increase in drawdown of the reservoir and a 7.4% increase in oil production. The production profile for scenario 1 is shown in Figure 10. At the beginning of gas production, the first injector to producer conversion commenced in 2027 with a maximum allowable gas production of 250 MMscf/day with the subsequent producers coming on every 2 years (2029 and 2031). A maximum allowable gas production of 650 MMscf/day was set as a constraint in the model as shown in Figure 10.

Figure 10 - Production profile for Case 1 Scenario 1

Scenario 1

Gas injection occurred from 2020 – 2027, before the three gas injectors were converted to producers. An increase in the gas oil ratio and gas saturation coincided with the cessation of injection. Gas migration from the gas cap into the oil leg and production from the gas cap as the injectors were converted to producers. Production from the gas cap lead to rapid decline in reservoir pressure as shown Figure 11.

Figure 11: Average reservoir pressure of the Liza field Phase 1 development

Continuous water injection was implemented for the Liza field development and the maximum voidage rate ratio (VRR) or voidage replacement ratio as it is commonly known for the project was 1.14. There was a sharp decrease in VRR in 2027 corresponding with the end of gas injection as shown in Figure 12. The gas cap expansion and reinjection of produced gas for pressure maintenance contributed in reservoir volume production. An overall VRR greater than 1 suggested that the volume injected exceeded the volume produced which would explain the high volumes of water produced. Observation of the average reservoir pressure plot and the VRR versus time plot shows that for VRR>1 when the reservoir pressure is not increasing shows out of zone injection loss or efflux of fluids from the control area. The VRR<1 and reservoir pressure is not decreasing, influx of fluids into the control area is indicated.

Figure 12: Voidage Rate Ratio for Liza field development

Economics

The economic analysis of the Liza field development is based on a production sharing contract (PSC) where the main fiscal elements of the PSC are royalty, cost oil/gas, profit/gas and corporate income tax. The economic analysis done excludes corporate income tax because it is included in the government’s share of profit oil. (Wood Mackenzie, 2017) A twenty-five (25) year production forecast was generated that captured capital expenditure (CAPEX), operational expenditure (OPEX), royalty, oil price, gas price with an escalation factor and profit split. The revenue stream for Guyana is based on the revenue-sharing agreement that sets the government’s share at 50 percent of "profit oil." With 75 percent of total oil revenues initially allocated for "cost recovery," the government’s share is only 12.5 percent, but will increase significantly after Exxon Mobil and partners recovered their initial upfront investment. (Kaieteur News, 2017) The government of Guyana collects a 2% royalty from ExxonMobil on gross revenue. The CAPEX cost of the Liza Phase 1 development includes a subsea production system and a floating production, storage and offloading (FPSO) vessel designed to produce up to 120,000 barrels of oil per day and is expected to cost $4.4 billion, which includes a lease capitalization cost of approximately $1.2 billion for the FPSO facility. (OILNOW, 2017) The cost of drilling and completing the development wells is US$135 million each, based on a Wood Mackenzie, 2017 report that stated the well cost would be approximately US$120 million.

Based on the economic analysis, results are shown in Table 6. Sensitivity to oil price was conducted based on the current climate of the oil and gas industry. The oil OPEX had an escalation factor of 2% assigned but the maximum oil OPEX was constrained to half of the associated oil price.

Table 6 - Economic analysis of Liza field development - Phase 1 based on Case 1 Scenario 1 (100,000 bopd)

 

Oil Price($/Bbl)	50	45	65
Cumulative Oil Production (Mstb)	460,538	460,538	460,538
Cumulative Gas Production (Mmscf)	3,407,070	3,407,070	3,407,070
Cumulative Oil Production (Bcfe)	1.028	1.028	1.028
Oil Revenue (Us M$)	23,026,899.20	20,724,209	29,934,968.96
Gas Revenue (Us M$)	9,771,018.11	9771018.11	9771018.11
Total Govt Revenue (Us M$)	8,886,208.79	7688810.03	12478405.07
Govt Take (%)	51.92	52.06	51.64
Cost Rec Period (Yrs)	6.0	6.0	4.0

Based on ExxonMobil estimated capital investment of $US 4.5 billion, an oil price of $US 50/bbl, gas price of $US 2.50/MMBTU and this project’s projected operational expenses over the twenty five year period, total new revenue to Guyana over this period will amount to $US8.9 billion. It is also estimated that Guyana’s share of the development cost will be paid back within six (6) years of commencement of production of the Liza field.

Conclusion

There were many limitations to the project which lead to uncertainties in the model and results. There was no data on the Liza field available outside of the information released by ExxonMobil. Many assumptions were made based on research from similar fields in the transform margin and knowledge of the Atlantic Conjugate theory. With no maps, logs or reservoir data; geostatistical and engineering concepts were used to compensate for lack of data. Uncertainty assessments can also be implemented for future simulation work to refine the model. Uncertainty assessment can determine the variation in simulation results due to residual uncertainty, the uncertainty that remains after optimization, which is usually about the value of some reservoir variables. The available simulation results can develop a response surface for each objective function such as cumulative oil production with respect to each of the uncertain variables such as porosity, permeability, endpoint saturations, and oil viscosity.

Scenario 1 had the lowest oil recovery factor of all scenarios at 17%. A second phase of development can be implemented for future work on the Liza field. The drilling of more producers and injectors based on an oil potential map would increase the recovery factor. More work can also be done in terms of pattern selection for water injection in the lower reservoir and the addition of water injectors in the upper reservoir to provide better sweep efficiency. Future work in the Liza field in the form of a pilot project is also an option. A pilot project where low salinity water injection is done and compared to the previous water injection field history.

The Liza field, the first commercial success by ExxonMobil in the Stabroek block propelled Guyana into the spotlight at a very sensitive period in the history of the oil and gas industry. The potential revenue Guyana stands to gain from the Liza field phase 1 production would also assist in the sovereign right of Guyana to develop its natural resources, downstream industries and job creation. For this to realized, research on potential gas markets should be done.

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