Британская компания Sunda Energy, ранее известная как Baron Oil, значительно расширяет свое морское присутствие. Компания получила неэксплуатируемую долю в двух оффшорных нефтегазовых блоках в море Сулу, что стало результатом совместных заявок, поданных консорциумом, включающим Triangle Energy, Sunda Energy, PXP Energy Corporation и Philodrill Corporation.

В рамках данного совместного предприятия, возглавляемого Triangle Energy (37,5%), и включающего PXP Energy (12,5%) и Philodrill (12,5%), Sunda Energy приобрела 37,5% неэксплуатируемой доли в двух сервисных контрактах на разработку оффшорных лицензионных участков. Эти контракты были получены в ходе первого раунда торгов по традиционным источникам энергии в Автономном районе Бангсаморо в Мусульманском Минданао (BARMM) на Филиппинах.

Этот шаг рассматривается как значительный прорыв в раскрытии газового потенциала Юго-Восточной Азии. Программа обязательных работ на первом двухлетнем подэтапе сервисных контрактов предусматривает переобработку двухмерных и трехмерных сейсмических данных, а также проведение соответствующих геологических исследований для блоков SC-80 (ранее PDA-BP-2) и SC-81 (ранее PDA-BP-3).

Оценочные совокупные условные запасы газа категории 1C для первого блока составляют 1811–2212 миллиардов кубических футов (млрд куб. футов), категории 2C – 4701–5742 млрд куб. футов, а категории 3C – 13171–25042 млрд куб. футов. Прогнозируемые перспективные запасы газа Pmean оцениваются в 100882 млрд куб. футов. Блоки расположены в юго-западной части моря Сулу, в пределах бассейна Сандакан, на глубинах от менее 100 метров до более чем 3000 метров.

Перспективная зона блока SC-81, как сообщается, охвачена несколькими трехмерными сейсмическими исследованиями, выявившими ряд перспективных объектов, подтвержденных сейсмическими аномалиями. В компании Sunda считают, что эти активы диверсифицируют ее базу, предлагая потенциал для создания стоимости за счет возможной продажи доли участия (farm-out) и проведения высокоэффективного бурения при ограниченных первоначальных инвестициях.

Доктор Энди Батлер, главный исполнительный директор Sunda, отметил: «Мы очень рады получению этих двух сервисных контрактов и выражаем благодарность властям Филиппин и Бангсаморо. Эти активы предоставляют Sunda потенциал для выявления высокоэффективных оценочных и разведочных целей, которые должны заинтересовать крупные компании по разведке и добыче». Он добавил: «Мы с нетерпением ждем возвращения в регион, хорошо известный команде Sunda, где потенциал обширных энергетических ресурсов не вызывает сомнений. Мы рассчитываем на тесное сотрудничество с Triangle и другими нашими партнерами по совместному предприятию, поскольку мы используем имеющиеся обширные данные для быстрого и относительно недорогого раскрытия этого потенциала».

Основными объектами для разработки являются турбидитовые пески верхнемиоценового возраста, залегающие в надвиговых антиклинальных структурах и стратиграфических ловушках на дне бассейна в глубоководных районах. Вторичная перспективность связана со средне– и верхнемиоценовыми мелководными песчаниками в западных мелководных районах и более глубокими миоценовыми карбонатными рифовыми образованиями.

Блок SC-80 большей частью совпадает с территорией бывшего блока SC 56, где члены команды Sunda приобрели обширный опыт, работая с предыдущим оператором, Mitra Energy. В 2009–2010 годах компания ExxonMobil провела бурение четырех разведочных скважин в глубоководной складчатой зоне, обнаружив два значительных газовых месторождения – скважина Dabakan-1 с продуктивным пластом мощностью 75 метров и Palendag-1 с пластом мощностью 47 метров, а также небольшое газовое проявление в Babendil-1 с пластом мощностью 39 метров.

Американский гигант покинул проект в 2011 году, однако уже через год TotalEnergies приобрела долю в блоке и получила дополнительные трехмерные сейсмические данные. Компания обязывалась пробурить скважину в гигантской структуре Halcon – низкоамплитудной антиклинальной структуре, которая интерпретируется как турбидитовый песчаниковый комплекс веера на дне бассейна, приуроченный к фронтальному надвигу складчатого пояса, с оценочными перспективными запасами газа Pmean в 6735 млрд куб. футов.

Тем не менее, из-за управленческих и стратегических изменений в 2016 году французская компания отменила планы бурения, и блок был возвращен в 2020 году без проведения дальнейших работ. Учитывая, что структура Halcon остается неразбуренной, а также наличие множества других перспективных газовых объектов в этом тренде, Sunda уверена в значительных перспективных ресурсах блока, уже частично подтвержденных существующими открытиями.

Блок SC-81, расположенный к югу от SC-80 и прилегающий к нему, включает в себя как склоновую кластическую формацию, так и мелководную шельфовую формацию. Две пробуренные скважины подтвердили наличие углеводородов: Wildebeest-1 выявила образцы нефти из тонких песчаников, а Lumba Lumba-1 показала значительные признаки углеводородов, но была преждевременно заброшена из-за аномального давления.

Учитывая это, Sunda и ее партнеры по совместному предприятию полагают, что ранее пробуренные скважины были плохо расположены и не затронули ключевые целевые зоны. Перспективные участки, по-видимому, связаны с аномалиями сейсмических амплитуд, что не учитывалось при планировании прежнего бурения. Большая часть перспективного тренда на склоне охвачена трехмерной сейсмической съемкой площадью 750 квадратных километров, проведенной в 2007 году, на основе которой выявлены несколько перспективных объектов, подтвержденных сейсмическими аномалиями.

Кроме того, были обнаружены многочисленные карбонатные рифовые образования, представляющие собой дополнительные потенциальные объекты для разведки, подобные тем, что оказались весьма перспективными в других районах шельфа Борнео и по всему миру. В шельфовой зоне блока SC-81 было пробурено пять скважин, но все они оказались сухими или показали лишь незначительные признаки газа. Следовательно, эта область считается менее перспективной, хотя пять открытых месторождений в соседних малайзийских водах указывают на определенный газовый потенциал.

В Sunda подчеркнули: «Геологическая среда двух новых сервисных контрактов, наличие обширных трехмерных сейсмических данных и качественная калибровка по ряду скважин делают этот район идеальным для применения современных технологий сейсмической визуализации». Компания добавила: «Значительные инвестиции, сделанные ранее ExxonMobil, а затем Total, в эти данные, создают прекрасную возможность для Sunda и ее партнеров по совместному предприятию применить специальные методы обработки для точного определения границ газовых открытий и дальнейшего снижения рисков для существующих перспективных объектов разведки».

Этот экономичный подход, как ожидается, позволит выявить высокоэффективные оценочные и разведочные цели для последующей продажи долей участия и будущего бурения. Программы обязательных работ на ранних этапах семилетнего срока разведки заключаются преимущественно в переобработке сейсмических данных и кабинетных исследованиях, с возможностью бурения двух дополнительных скважин по каждому сервисному контракту в течение последних трех лет.

Обязательства на первом двухлетнем подэтапе сервисных контрактов для двух блоков включают трехмерную и частично двухмерную переобработку сейсмических данных, а также сопутствующие геологические исследования. В Sunda поясняют, что сервисные контракты Филиппин схожи с соглашениями о разделе продукции в других странах, предлагая привлекательные фискальные условия по международным стандартам.

Семилетний разведочный этап разделен на подэтапы с отдельными обязательствами по программе работ. Однако сервисный контракт может быть прекращен до перехода к следующему подэтапу, если обязательства по работам были выполнены.