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Historia de la Exploración

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Los bloques de licencia fueron designados por primera vez por la administración española y ofrecidos para una licitación internacional en el año 1965 en la que fueron galardonados grupos dirigidos por Mobil y Spanish Gulf Oil (Spangoc) pero el esfuerzo de exploración no cosecho ningún éxito comercial. Después de la independencia en  1968, la actividad petrolera se redujo mucho mas y no se produjo ninguna exploración  significativa  hasta después del cambio gubernamental en el año 1979.  Hispanoil y el nuevo Gobierno formaron una empresa conjunta, GEPSA, que descubrió la acumulación de gas condesado de Alba en 1983.GEPSA consideró a Alba como una empresa no comercial y sus licencias caducaron. Durante la década de 1980, Total y Elf crearon grupos, los cuales exploraron en tierra y mar Rio Muni donde  se llevaron a cabo extensos estudios sísmicos y fueron perforados cuatro pozos sin logro alguno.

La superficie de Alba fue re licenciada en 1990 para US Independent Walter International que  comenzó ,de dos pozos nuevos, su  producción  en 1991 . En el año  1995 Nomeco (posteriormente CMS Oil and Gas) se adueñó de Walter y  progresivamente propagó la capacidad de procesamiento en tierra para hacer frente a una mayor producción de  los pozos adicionales de  la compañía Alba.  El triunfo del pozo  Estrella-1 (CMS, 2001),un descubrimiento de gas condensado a 6 km  del norte del territorio Alba, resaltó el gran potencial del bloque Alba. Todos los recursos de CMS fueron traspasados a  Marathon Oil en Enero del año 2002 y Marathon ha continuado con la  inversión  y  la expansión de dicho territorio.

En 1992, United Meridian Corporation (UMC, después Ocean Energy / Devon Energy) autorizó los bloques A y B ,y en 1995 los bloques C y D. UMC en el año 1994 perforó dos.  improductivos pozos :el Dorado-1 en el  Bloque A y el Delta-1 en el Bloque B.  En 1995 Mobil laboró en el  Bloque B y  perforó el pozo  Zafiro-1den el que se descubrió 1.1 billón barriles en el campo Zafiro . Mobil perforó nueve pozos explorados en el Bloque B fuera de la zona de Zafiro , con descubrimientos en Azurita-1 (1997), Berilo-1 (1998), Turmelina-1 (1998) and Esmerelda (2005). Mobil también cultivó el Bloque C en 1999 y perforó el pozo de exploración Ostra-1 , seguido por el pozo Oreja Marina-1  en 2001 and Estrella del Mar-1 en 2002.

Durante el año 2000, Ocean Energy abandonó el  Bloque A y la operadora del Bloque D fue cedida a la empresa CMS (la actual Marathon). En 2004, Marathon perforó el pozo de descubrimiento Corona-1 en el Bloque D ,que extendió el campo Alba en el  Bloque D.

Triton Energy adjudicó los Bloques F y G  de Rio Muni en 1997, cubriendo las áreas anteriormente autorizadas a Elf y una sísmica adquirida hasta 1997 y 1998. A finales del  1999 Triton realizó un importante descubrimiento con el primer pozo en sus licencias, Ceiba-1, que probó petróleo a 12,400 bpd y  dio lugar a la primera producción en la cuenca de Rio Muni en Noviembre del 2000. Como resultado del descubrimiento de Ceiba , Triton llevó a cabo un amplio programa de exploración durante 2000-2001, hecho que continuó después de la adquisición de Triton por la compañía Amerada Hess en el año 2001. De esta campaña de exploración resultaron 18 pozos exitosos que demostraron hasta varios cientos de millones de barriles de petróleo en el norte de Block G que fueron desarrollados como el ” Complejo Okume ‘ . El Plan de Desarrollo Okume fue aprobado por el MMIE en 2003 y el campo llegó a funcionar en 2006. Además se realizó, en el sur de Block G, el descubrimiento del

G- 13  a finales de 2002 el cual fue evaluado en 2003, pero no se ha desarrollado .

Después de una ronda de licencias de Aguas Profundas en 1998-99 , se firmaron cinco licencias de exploración durante el 2000 con Atlas Petroleum ( Bloques H, I y J) , Vanco (Bloque K) y Chevron (Bloque I) como operadores . Extensivos levantamientos 3D fueron adquiridos en estas licencias en 2001 y las perforaciones exploratorias se iniciaron a principios de 2003 con la perforación fallida del L -1 por Chevron . En 2000 RocOil se cultivó en el Bloque H de Atlas y se convirtió en Operador Técnico .Seguido en 2004 por la adjudicación de Pioneer y la perforación fracasada del  H -1. En 2011 White Rose se adjudicó en el Bloque H y asumió el cargo de Operador Técnico de

 Roc Oil. El pozo de exploración H- 2 está previsto para el Q4 de 2012
En 2004 , Nexen ha cultivado el Bloque K , asumió el cargo de operadora y perforó el K -1 a finales de 2004 , seguido por el K- 2  en el año 2005 . En 2005 Petrobras adjudicó en el Bloque L y perforó sin éxito  L -2 y en el año 2006 , tanto Chevron y Petrobras se retiraron  de Guinea Ecuatorial y el Bloque L fue abandonado .

Durante el año 2002 las nuevas licencias de exploración se otorgaron a :Fruitex Group cubriendo el Bloque M en el oeste de la costa de Río Muni y a Petronas Group operadora  del Bloque N que cubre la Bahía de Corisco . Fruitex adquirió los  2D y 3D  del Bloque M y hasta  finales de 2003 Petronas perforó el N -1 (con un petroleo   no comercial ) y el N- 2 en el año 2005 .

En 2003 , Devon Energy se adjudicó en el Bloque P de la cuenca del Río Muni y en 2004 Noble Energy se adjudicó en los bloques O y PetroSa en el  Bloque Q , ambos situados  en la Cuenca de Duala , en el mar la isla de Bioko . En 2004 Devon Energy perforó sin éxito el  P -1 , pero en octubre de 2005 el pozo P- 2 fue anunciado como un descubrimiento de petróleo y posteriormente se evaluó con éxito. En 2008 GEPetrol se convirtió en la empresa operadora del Bloque P cuando adquirieron  los activos de Devon en Guinea Ecuatorial .

En octubre de 2005 Noble Energy anunció que el pozo O- 1 en el Bloque O ,fue un descubrimiento de gas condensado , el primer descubrimiento en la parte ecuatoguineana de la Cuenca de Duala . El  descubrimiento  de O- 1 fue tramitado por los pozos O- 3 e I- 4  en 2007 y declarado un descubrimiento comercial , el Campo Alen . El Plan de Desarrollo del campo Alen fue aprobado en enero de 2011 y se prevé que la producción comience en 2013 . En febrero de 2009 Noble Energy anunció que el fruto de la exploración  del O- 5 (Carmen )  fue el descubrimiento de un yacimiento de  petróleo , el primer descubrimiento de petróleo en el Bloque O. Está anticipado que  va a ser desarrollado de forma ligada a las  instalaciones de Alen .

En 2004 Noble Energy se adjudicó  en el Bloque I y se convirtió en el  Operador Técnico y en junio de 2007 anunció que el pozo exploratorio I- 1 fue un descubrimiento de gas condensado . En octubre de 2007 Noble anunció que en el  pozo I- 2 ,seguido de la   evaluación del  descubrimiento de I- 1 , se había encontrado petróleo  debajo del condensado de gas encontrado en el I -1 y en junio de 2008 anunció que el I- 5 también había confirmado petróleo a medida de bajo buzamiento  . En julio de 2009 , el Ministerio aprobó el Plan Aseng de Desarrollo y la primera producción de petróleo del campo Aseng se produjo en noviembre de 2011. En noviembre de 2007 Noble anunció que el pozo de exploración I- 3 ( Yolanda )   fue un descubrimiento de gas seco y

en julio de 2008 anunció que el pozo de exploración I- 6 ( Diega )  fue otro descubrimiento de petróleo en el Bloque I. En diciembre de 2006 Santa Isabel Petroleum Company Ltd, una subsidiaria de la Corporación Nacional de Petróleo de China (CNPC ) adjudicada en G.E, se hizo cargo de la operadora del Bloque M. en 2011 Santa Isabel se retiró del bloque M y Fruitex  se reanudó como operador.

En mayo de 2006 el Ministerio anunció que se habían firmado dos nuevos PSC . Bloque R , en el mar Isla de Bioko fue otorgado a Ophir Energy y el bloque S , situado ,costa afuera de Río Muni fue otorgado a  China National Offshore Oil Corporation ( CNOOC ) . En diciembre de 2006 Santa Isabel Petroleum Company Ltd, una subsidiaria de la Corporación Nacional de Petróleo de China (CNPC )- se adjudicó y se hizo cargo de la operadora del Bloque M. En 2011 Santa Isabel se retiró del bloque M y Fruitex  se reanudó como operador.

En 2007 ExxonMobil perforó la Langosta- 1 , un descubrimiento de gas condensado en el bloque C y  en Mayo de 2009 Repsol Exploración SA Guinea se convirtió en el operador del Bloque C , tras la retirada de ExxonMobil y SK Corporation de la licencia. El bloque C fue abandonado posteriormente en 2012. En enero de 2009 Ophir Energy anunció que los pozos de R- 2 y R- 3 de exploración en el Bloque R eran descubrimientos de gas y en octubre de 2011, el Bloque R PSC se modificó para incluir áreas no adjudicadas al norte – oeste de la zona original del contrato. A cambio de la expansión de la superficie cultivada , Ophir ha comprometido acelerar la actividad de exploración en el área ampliada a través de la perforación de 2 pozos adicionales de compromiso . Estos pozos formarán parte de un programa de propuesta de perforación de 3-4 pozos  que está previsto que comience en 1H 2012 .

En julio de 2009 un nuevo PSC para el Lote X, en la Cuenca de Douala , en el mar de la isla de Bioko fue otorgado a Starc Limited ( operador) y Glencore Exploration (GE ) Limited.

A principios de 2010 PetroSa perforó el pozo de exploración Q -1,  y ya finales de 2010 adquirió los datos sísmicos 3D  del Bloque adicional Q. También entre enero-abril 2010 CNOOC perforó los  no exitosos pozos de exploración    S – 1 y S – 2 en el Bloque S.

En julio de 2010 dos nuevas ventanillas únicas se adjudicaron a Gazprom Neft , Bloque T, en alta mar la isla de Bioko y en el Bloque U , costa afuera de Río Muni. Gazprom Neft llevará a cabo la evaluación geofísica y geológica de los datos existentes y perforará al menos un pozo en cada bloque. También en julio de 2010 nuevos PSC se adjudicaron a Vanco Corisco Deep  Ltd  sobre el Bloque K , costa afuera de Río Muni y Afex Global se otorgaron las del Bloque V , en el mar la isla de Bioko . En septiembre de 2011 , Glencore cultivó el Bloque V y asumió el cargo de operador.

En marzo de 2011 un nuevo PSC fue otorgado a Marathon Oil y SK Innovation Co. , Ltd sobre el bloque D , en alta mar la isla de Bioko . En noviembre de 2011 Noble Energy anunció que el Piloto de pozo Alen 1 -G1  había encontrado hidrocarburos en el Carla Prospect, Bloque O, en el alta mar de  la isla de Bioko , Guinea Ecuatorial .

El Alen 1 -G1 piloto , diseñado como un inyector de gas para pozos en el Desarrollo del Campo Alen , se profundizó como un agujero guía para orientar a Carla Prospect que subyace en el campo Alen , y se encontró con un intervalo de aproximadamente 9,9 metros de arena neta petrolífera. El operador del Bloque O, Noble Energy , estima que los recursos brutos descubiertos oscilan entre 35 y 100 millones de barriles de petróleo; de los cuales el  80 % son líquidos . El trabajo de valoralización  reciente en Diega , un descubrimiento en 2008 en el Bloque I , ha confirmado una serie de recursos brutos con un rango de  45-110 MMboe con un 60 por ciento de líquidos.

Noble Energy anticipó el  desarrollo de tanto Carla como  Diega a través de la infraestructura en Aseng . Se espera que ambos descubrimientos puedan  contribuir en  la producción del  2015 .

En julio a septiembre de 2012 Ophir Energy anunció que los  pozos R- 4 ( Tonel – 1 ),  R- 5 (Fortuna Este- 1 ) y R- 6 (Fortuna West- 1 )  fueron todos  descubrimientos de gas , alcanzando  una estimación de reservas probadas y probables para el bloque R a 2,9 TCF .

En junio de 2012 un nuevo PSC fue otorgado a Marathon Oil y GEPetrol sobre el bloque A – 12 , en el mar  de la isla de Bioko .

En diciembre de 2012, el Ministerio anunció la firma de 8 nuevos PSC en alta mar la isla de Bioko  y en el mar de Río Muni. Los  8 nuevos PSC eran :  el Bloque W ( El mar de Río Muni ) otorgado a Murphy Ecuatorial Guinea Oil Co. Ltd (operador ) y Pan Atlántico Oil and Gas Ltd ;el  Bloque Y ( mar de Rio Muni ) otorgado a Xuan Energy Limited (operador ) , Brenham Ecuatorial Guinea LLC , Strategic Oil & Gas Resources Ltd. y Royal Gate Energy Ltd ; El Bloque  Z

( el alta mar de la isla de Bioko ) otorgado a Royal Gate Energy Ltd (operador ); Bloque EG- 01 ( mar del  Río Muni ) otorgado a G3 Oleo e Gas (operador ); Bloque EG- 02 ( mar de la isla de Bioko )  se otorgó a Pan Atlántico Oil and Gas Ltd. (operador) , Novamark Internacional y Atlas Petroleum ;

 los Bloques EG- 03 y EG- 04 (parte terrestre de Río Muni ) otorgado a Elegance Power (operador) , y el  Bloque EG -05 ( en el alta de la isla de Bioko ) se adjudicó a Glencore Exploration and Production ( EG ) ltd ( operador) y Pioneer Brass Ltd.