Projects

Cuenca Santos, Brazil

Bloque S-M-1037, S-M-1101 y S-M- 1537

 
Karoon ingresó en Brasil en el año 2008 a través de la 9ª Ronda de Licitaciones, adquiriendo 5 ,bloques off-shore S-M-1037, S-M-1101, S-M-1102, S-M-1165, S-M-1166 (los “Bloques”) en la Cuenca de Santos, localizados aproximadamente a 200 kilómetros de la costa del Estado de Sao Paulo, Brasil. La estratégica entrada en el nuevo país añadió prospectos de petróleo significativos en una cuenca con sistemas petroleros comprobados, una geología favorable, una variedad de tipos de estructuras y costos manejables de exploración.

Karoon firmó, en septiembre de 2012, contratos de cesión (farm-out) del 35% de su participación a Pacific Exploration and Production Corp. (“Pacific”), anteriormente denominada Pacific Rubiales Energy Corp. Después de que Pacific registró, en abril de 2016, una declaración de insolvencia, Karoon readquirió, en septiembre de 2016, el 35% de la participación de Pacific en los Bloques por el pago inicial de US$ 15.5 millones, con más un pago contingente de US$ 5 millones en caso de que la producción mínima supere el millón de barriles de petróleo equivalente (MMboe).

Hasta el momento, Karoon ha operado 2 campañas de perforación en los bloques, totalizando 6 pozos verticales, junto a 2 perforaciones direccionales.

En el ano 2013, hubo éxito en exploración debido al descubrimiento de petróleo liviano en los pozos Kangaroo y Bilby. Posteriormente, en 2015, fue descubierto petróleo liviano en el pozo Echidna. En los pozos Kangaroo y Echidna, se realizaron flujos de producción cuyos resultados fueron alentadores.

Después de la última campaña de perforación concluída en mayo de 2015, los descubrimientos de petróleo en Echidna y la perforación de evaluación de Kangaroo, resultaron en la actualización de los recursos contingentes anunciados en Mayo de 2018. Además, en Abril de 2018 fue concedida la declaración de comercialidad para los cuatro bloques SM-1037, 1102, 1101 y 1165 para las áreas que cubren los descubrimientos de petróleo Echidna y Kangaroo. Karoon abandonó el bloque S-M-1166 y mantiene dos áreas distintas identificadas sobre los yacimientos Echidna y Kangaroo, junto con algunas oportunidades de recursos prospectivos en áreas cercanas.

Los yacimientos Echidna y Kangaroo fueron renombrados de acuerdo con la convención local y como cada campo atraviesa dos bloques, tienen dos nombres correspondientes. Echidna fue renombrado como Neón y Neón Sur (Neón) y Kangaroo fue renombrado como Goiá y Goiá Sul (Goiá). Durante Abril de 2019 la anexión fue concluida y los yacimientos ahora son referenciados como Neón (Bloque S-M-1037) y Goiá (Bloque S-M-1101).

El Bloque S-M-1537 Clorita fue adjudicado en la 14ª Ronda de Licitaciones de ANP en 2017, después de una larga evaluación de los bloques disponibles al sur de la Cuenca de Santos. El bloque se adquirió con un compromiso de capital bajo, que consiste en la adquisición de sísmica y estudios geológicos. El Bloque S-M-1537 Clorita ofrece una interesante oportunidad en términos de exploración de bajo riesgo, con potencial para producir centenas de millones de barriles de petróleo. El principal objetivo exploratorio son las areniscas turbiditas de edad Oligoceno, con porosidad y permeabilidad muy altas, conforme a lo observado en los reservatorios productores del Oligoceno pertenecientes a los campos de petróleo de Baúna y Piracaba. El análisis sísmico muestra una excelente anomalía de amplitud dependiente del alejamiento (AVO), lo que puede ser indicio de la presencia de petróleo atrapado.

Karoon ha aprovechado su pericia y su conocimiento sobre la Cuenca, a través de la evaluación de Kangaroo y Echidna y de los campos cercanos, para clasificar este bloque como el de mayor potencial al sur de la Cuenca de Santos. De obtener el éxito esperado,  hay muchas posibilidades de sinergia, para aprovechar el potencial desarrollo conjunto con  los descubrimientos Neón y Goiá.

Participación

La participación en todos los Bloques de la Cuenca Santos, Bloque S-M-1037, S-M-1101 y S-M- 1537 es:

Karoon Petróleo & Gas Ltda (Operator) 100%

 

Historia de Exploración

Durante 2010, Karoon realizó el primer estudio sísmico tridimensional en Brasil, con el método wide azimuth en 3D. Estos resultados fueron esenciales para la planificación de la campaña de Karoon para la perforación exploratoria de la Fase 1, concluida el 2013.

Durante 2013, Karoon concluyó con éxito la campaña de perforación exploratoria de la Fase 1, perforando 3 pozos que resultaron en un gran éxito de exploración, con descubrimientos de petróleo en Kangaroo-1 y Bilby-1. Los resultados en Emu-1 también fueron alentadores, con areniscas de buena calidad encontradas con indicios de petróleo.

Tras la exitosa fase inicial de los Contratos de Concesión, fue aprobado en 2013 por ANP – Agencia Nacional del Petróleo, Gas Natural y Biocombustibles, un PAD (Plan de Evaluación de Descubrimientos), que rige la etapa siguiente de los Contratos de Concesión. El área revisada de los Bloques contemplados por el PAD es de aproximadamente 549 kilómetros cuadrados.

La segunda fase de la campaña de exploración y de perforación de evaluación comenzó en noviembre de 2014 y resultó en la perforación del pozo de evaluación Kangaroo-2 (diciembre de 2014), seguido de los pozos exploratorios Kangaroo West-1 (marzo de 2015) y Echidna-1 (abril de 2015). Esa campaña de perforación fue diseñada para definir mejor el tamaño y la calidad del recurso contingente del descubrimiento de Kangaroo, obtener una prueba de producción y perforar  los  objetivos exploratorios más cercanos.

Se le adjudicó a Karoon un bloque exploratorio al sur de la Cuenca de Santos, el S-M-1537, ubicado en el Estado de Santa Catarina, costa afuera de Brasil, como parte de la 14ª Ronda de Licitaciones de ANP, realizada en septiembre de 2017.

Cuenca Tumbes, Peru

Durante el año 2008 Karoon adquirió una participación del 20% en el lote Z-38 en la Cuenca Tumbes, Karoon fue aprobado como Operador durante octubre de 2009, ubicada costa afuera en Perú, la cual posteriormente aumento al 75%. En enero de 2018 Karoon hizo una cesión del 35% a Tullow Perú Limited, dejando a Karoon con el 40% de interés en el bloque. El lote Z-38 se encuentra a 10 kilómetros mar adentro de la costa norte de Perú, a 56 kilómetros al oeste de la ciudad de Tumbes y a 39 kilómetros al oeste de Caleta Cruz. Está ubicado en aguas cuya profundidad varía entre 300 metros a lo largo de su frontera oriental, hasta más de 3.000 metros en el oeste y tiene una superficie de 4.875 kilómetros cuadrados.

La Cuenca Tumbes esta subexplotada, es altamente prospectiva, es transtensional, similar en estilo a la prolífica cuenca de San Joaquín ubicada al sur de California y exhibe una variedad de tipos de estructuras. El trabajo realizado por Karoon, el cual incluye sísmica 3D, el análisis de las muestras sedimentarias del fondo del mar y análisis sísmica AVO, respalda la presencia de un activo sistema petrolero con petróleo de la misma roca madre, como se ve en la cuenca adyacente Talara, donde más de 1.7 billones de barriles (Bbbl) de petróleo se han producido hasta la fecha.

El lote de Karoon está estratégicamente ubicado en el eje de la cuenca y al lado de los campos petrolíferos de la Cuenca Talara onshore.

Luego de la adquisición e interpretación de estudios sísmicos 2D y 3D en 2009 y 2010, se mapearon numerosas perspectivas y pistas de varios niveles dentro del bloque en profundidades de agua de entre 300 y 1,000 metros.

En junio de 2013, fue aprobado por los reguladores Peruanos el Plan Ambiental (EIA) para una campaña de perforación exploratoria.

El pozo de exploración Marina-1 se perforó en el Bloque Z-38 durante el primer trimestre de 2020. El pozo encontró arenas finas que contenían agua sin petróleo y solo muestras menores de gas.

Se firmó un  contrato de estudio técnico en un área adyacente al lote Z-38, Área 73  (ver mapa). El contrato fue firmado el día 12 de diciembre de 2018 y tiene vigencia de 18 meses a partir del 1 de enero de 2019. Las obligaciones del contrato son para reprocesamiento sísmico, interpretación y estudios geológicos. El acuerdo prevé el derecho a negociar un contrato de licencia con Perupetro en relación a toda el Área LXXIII o parte de ella para un programa de trabajo mínimo. El área, que esta principalmente ubicada en la Cuenca Talara, muestra una continuación de la Cuenca Tumbes y varios prospectos ya han sido identificados.

Participación

La participación en el capital en el lote Z-38 es:

KEI (Perú Z38) Pty Ltd, Sucursal del Perú (Operator) 40%^
Tullow Perú Limited 35%^
Pitkin Petroleum Perú Z-38 SRL 25%^

^ El interés de capital queda sujeto a las obligaciones de Farm-in / Farm-out.

Programa de Trabajo

El programa de trabajo para el lote Z-38 tiene como objetivo los reservorios terciarios someros mas jóvenes, en profundidades moderadas dentro del lote de Karoon. Se interpreta que estas formaciones más jóvenes podrían tener mejores características como roca reservorio comparadas con el reservorio Zorritos, que es el actualmente explotado en la Cuenca y que históricamente ha sido el foco de la exploración en las últimas 3-4 décadas.

Los extractos de petróleo recuperados de las muestras sedimentarias del fondo del mar  adquiridas  por Karoon en el lote Z-38 en 2010, muestran características similares al petróleo encontrado en los  pozos tanto de la cuenca Talara como de la cuenca Tumbes y respaldan el modelo de una roca madre común y prolífica del periodo Terciario.

Desde la adquisición, los trabajos geológicos y geofísicos de Karoon han ayudado a delinear y disminuir los riesgos geológicos de los prospectos.

Durante el año 2010, Karoon adquirió y procesó 1.500 kilómetros cuadrados de sísmica 3D. La interpretación sísmica y la evaluación de los prospectos fue completada y los lugares preliminares de exploración han sido seleccionados.

La evaluación técnica en el Área 73 ha comenzado con el reprocesamiento de sísmica 3D existente.

Antecedentes de la Cuenca Tumbes

El Bloque Z-38 se ubica al noroeste de los grandes campos productores terrestres de la Cuenca de Talara. Estos campos han estado produciendo petróleo desde hace más de 100 años, totalizando más de 1.7 billón de barriles (Bbbl) hasta hoy.

La exploración de la cuenca marítima de Tumbes, asociada al período Neógeno, comenzó en 1969, con el descubrimiento de gas seco en el campo de Amistad, en el Golfo ecuatoriano de Guayaquil, aproximadamente a 60 km al norte del Bloque Z-38. La exploración de la cuenca marítima de Tumbes, en Perú, comenzó en 1972, cuando petróleo, gas y condensado se descubrieron en el campo de Albacora, cerca de la frontera marítima de Ecuador. Se perforaron otros cuatro pozos exploratorios entre 1972 y 1974, dos de los cuales presentaron petróleo con grado API 37 en formaciones del Mioceno. Se perforaron seis pozos entre 1977 y 1984, de los cuales dos resultaron en descubrimientos de gas condensado y petróleo  (Piedra Redonda y Corvina).

Después de un período de 22 años, la perforación se reanudó en el 2006, cuando BPZ Energy inició una evaluación de la estructura de Corvina, encontrando hidrocarburos en la arenisca del Mioceno Medio de la Formación Zorritos. El campo de Corvina, ubicado a 35 kilómetros del Bloque Z-38, comenzó a producir petróleo en 2007, y actualmente se está llevando a cabo una gran reforma, incluyendo la instalación de una segunda plataforma. El campo de Albacora también pasa por una reevaluación.

El Bloque Z-38 está en la cuenca de Tumbes, donde un espesor de entre 7 a 10 kilómetros de sedimentos Cenozoicos constituyen una extensión no probada del sistema petrolífero de la Cuenca  Tumbes. El bloque alberga una amplia variedad de tipos de objetivos exploratorios, incluyendo bloques con fallas inclinadas del período Neógeno, anticlinales con fallas transcurrentes y en rampa, y trampas estratigráficas.

Las principales rocas madres son de la edad Oligoceno,  formación Heath y lutitas pro-delta más antiguas. Los extractos de petróleo recuperados del fondo marino, adquiridos por Karoon para el Bloque Z-38 en el 2010, muestran características similares al petróleo de los pozos de las cuencas de Talara y Tumbes, sustentando el modelo de una fuente terciaria común y prolífica.

Los principales objetivos están ubicados desde  los reservorios del Plioceno de la Formación de La Cruz hacia los reservorios del Oligoceno de la Formación de Máncora. En los campos de Albacora y Corvina, los reservorios productores se asocian al Mioceno Medio. Entre tanto, en Amistad, las areniscas más jóvenes también producen gas. Estas formaciones más jóvenes tienen reservorios con características superiores cuando se comparan con la formación más antigua de Zorritos, y son el principal objetivo en el bloque Z-38 de Karoon.

Cuenca de Carnarvon, Australia

Historial

Durante septiembre de 2012, Karoon entró en un acuerdo de adquisición de derechos para obtener el 100% de la primera etapa de la licencia de exploración WA-482-P en la Cuenca Carnarvon en la costa noreste de Australia.

La Cuenca Carnarvon es una de las mayores y más prolíficas regiones de petróleo y gas de Australia. La cuenca es sede de varios proyectos de GNL a escala mundial, de numerosos proyectos de petróleo y es, además, una región continuamente explorada por las principales compañías petroleras internacionales. El descubrimiento de petróleo el Dorado 1 (julio de 2018)  se encuentra a unos 100 km de la WA-482-P, y fue anunciado como uno de los mayores descubrimientos en Australia en los últimos 30 años, con un recurso contingente de 186 millones de barriles.

En una parte relativamente poco explorada de la Cuenca Carnarvon, la licencia WA-482-P cubre un área importante, extendida por el depocentro Jurásico (Subcuenca Wigmore y el Bajo de Whitetail). Se ha interpretado que rocas generadoras de petróleo maduro de buena calidad observadas en los pozos cercanos están presentes en grandes partes del espacio de la licencia. El éxito de los resultados de perforación podría abrir nuevas obras de exploración en la cuenca.

La licencia se encuentra, aproximadamente, a 280 kilómetros al norte de Karratha, en profundidades de agua que oscilan entre los 400 y 2.000 metros y tiene una superficie de 6.748  kilómetros cuadrados.

Durante mayo de 2014, Karoon cedió un 50% de sus derechos de participación en la licencia a Apache Northwest Pty Ltd (‘Apache’), antigua filial de propiedad total de Apache Corp. y que ahora es parte de la recién formada Quadrant Energy Australia Ltd. Como parte de la cesión, Apache asumió el 90% del costo del pozo de exploración Levitt-1 y Karoon recibió 9 millones de dólares por costos realizados con anterioridad.  

Durante 2019 Santos WA Northwest Ltd adquirió la partipación de Quadrant Energy’s equivalente al 50%.

Participación

Las participaciones en el capital de los miembros en WA-482-P son:

Karoon Gas (FPSO) Ltd 50%
Santos WA Northwest Ltd (Operador) 50%
Programa de Trabajo

El programa de exploración se centra en probar la presencia de un sistema petrolero activo que genera petróleo en la cocina generadora de la Sub-cuenca Wigmore desde el Jurásico temprano, apuntando a estructuras posicionadas para recibir el petróleo migrado o el gas húmedo de la cocina.

La subcuenca contiene un espesor significativo de rocas madre jurásicas de la misma edad y naturaleza, conocidas por cargar acumulaciones de petróleo en otras partes de la cuenca. El programa de exploración está diseñado para evaluar yacimientos en el profundo North Rankin y en las formaciones Legendre menos profundas.

Adicionalmente a la obtención de la licencia, el reprocesamiento de los datos sísmicos históricos en 3D y 2D, y a la adquisición del estudio sísmico Chrysalids 3D, durante 2015 la empresa conjunta participó del estudio sísmico en 3D multi-cliente Capreolus de Polarcus,  sobre 5.256 kilómetros cuadrados de los datos del estudio 3D.

Tras la adquisición del estudio sísmico en 3D Capreolus, la empresa conjunta tiene ahora datos de alta calidad en 3D que cubren más del 75% de toda el área de la licencia, los cuales serán utilizados para tener una mejor definición, identificar potenciales riesgos y oportunidades. .

El primer pozo de exploración Levitt-1 fue perforado en julio de 2015 y alcanzó un TD de 4.929 MRT durante el mes de agosto de 2015. Mientras que las formaciones de Legendre y North Rankin fueron interpretadas como portadoras de agua en este lugar, el pozo interceptó yacimientos de arenas de buena calidad en las dos zonas objetivo y la estratigrafía estuvo alineada con las expectativas, lo cual brindó información importante para la comprensión de la licencia por parte de Karoon. Se registraron muestras de petróleo de gran calidad  en la formación North Rankin, con un análisis que prueba que ese petróleo ha migrado a través del área Levitt.

El programa de trabajo actual consiste en el reprocesamiento sísmico PSDM y estudios geológicos y geofísicos.

La Geología

Los objetivos principales dentro de la WA-482-P son las Formaciones North Rankin, Legendre e Intra-Mungaroo. El área engloba 2 depocentros principales con rocas Jurásicas maduras generadoras de petróleo de buena calidad observadas en pozos cercanos e interpretadas como presentes en grandes partes del área bajo licencia. La próxima perforación tendrá como objetivo estructuras colocadas para recibir petróleo y/o gas húmedo que ha migrado de esas cocinas jurásicas.

Los depósitos clásticos se interpretan como presentes en las trampas tempranas y han recibido una carga de hidrocarburos de rocas generadoras espesas Triásicas y Jurásicas Inferiores a Medias en depocentros, situados  en el norte y el este de la Licencia. Un elemento clave del programa de trabajo es identificar prospectos no modificados por eventos estructurales del Jurásico Inferior en adelante.

Sub-cuenca de Ceduna, Australia

Historial

Karoon en octubre de 2016  recibió el permiso de exploración en el Bloque EPP46, ubicado en la Sub-cuenca de Ceduna, en la Gran Bahía Australiana («GAB»), en el mar del sur de Australia. La licencia cubre 17.793 kilómetros cuadrados de la cuenca de exploración de petróleo de frontera mas prospectiva de Australia .

La Subcuenca de Ceduna alberga una de las últimas cuencas Cretáceas sub exploradas del mundo. La geología, el tamaño potencial de los objetivos y la actividad de exploración alrededor de ella hacen un área muy interesante para la ampliación del portafolio de exploración de Karoon. Una empresa multinacional tiene campañas de exploración a corto plazo planeadas para la región, que ayudarán y guiarán las ideas de Karoon en relación con la prospectividad y el trabajo futuro en la región.

Patricipación

Participación de capital en el Bloque EPP46 es:

Karoon Gas (Browse Basin) Pty Ltd (Operator) 100%
Programa de Trabajo

El compromiso inicial de 3 años consiste en la ejecución de un levantamiento sísmico 2D sobre el área licenciada, un levantamiento sísmico 3D específico y estudios geotécnicos.

El período del compromiso inicial de 3 años terminó en octubre de 2019. Karoon ha comenzado conversaciones con las autoridades regulatorias para la cesión, en buenos términos, basado en las dificultades asociadas con las aprobaciones regulatorias para llevar a cabo operaciones en el área Great Australian Bight.

La Geología

La Sub-cuenca de Ceduna es el depocentro principal de la GAB y alberga un sistema deltaico Cretácico masivo, análogo a algunas de las mayores regiones petroleras del mundo. Existe una sucesión sedimentaria espesa con diversos tipos de trampas apiladas, estructurales y estratigráficas. Los sedimentos se vuelven más espesos desde el centro hacia las áreas externas de la sub-cuenca, que permanecen en gran parte sin ser probadas.

Históricamente, apenas cuatro pozos fueron perforados en la Sub-cuenca de Ceduna, basados ​​solo en sísmica  2D. Con excepción del pozo de explotación Gnarlyknots-1/1A, toda la perforación se centró en los depocentros someros cercanos al borde de la cuenca y en aguas poco profundas . La parte más profunda de la GAB continúa sin ser probada y es el principal foco del sector para los programas de exploración actual.

Estudios geológicos históricos, levantamientos sísmicos y perforación exploratoria corroboran la presencia de un sistema petrolero activo, respaldado por lo siguiente:

  • Se tomaron muestras del fondo marino, recuperando rocas madre de buenas características, edad Turoniana.
  • Un levantamiento sísmico 2D histórico muestra el potencial para una estructuración que, probablemente, resulte en grandes entrampamientos, incluyendo bloques de falla inclinadas y anticlinales.
  • Un levantamiento sísmico 2D histórico proporciona amplitudes sísmicas alentadoras en varias áreas.
  • Evidencia de afloramientos de petróleo y gas natural.
  • El pozo de exploración Greenly-1 tuvo indicios de petróleo y gas, en areniscas de buena calidad.

Cuenca de Browse, Australia

Historial

Karoon adquirió el 100% de participación en los permisos de explotación WA-314-P y WA-314-P, en la Cuenca de Browse, en 2004. Conforme a la estrategia corporativa, Karoon celebró acuerdos en 2006 para transferir el 60% de la participación a ConocoPhillips, que asumió la operación de las licencias como parte de la transacción.

El acuerdo de asociación («Joint Venture») Karoon/ConocoPhillips recibió el permiso de explotación WA-398-P en el 2007.

El Joint Venture realizó la campaña de perforación de exploración inicial entre julio de 2009 y junio de 2010, haciendo el descubrimiento de gas multi-TCF del campo Greater Poseidon en el primer pozo, Poseidon-1, en el Bloque WA-315-P. Los descubrimientos siguientes se realizaron en Poseidon-2 y Kronos-1.

Después de la exitosa primera fase de perforación, la segunda fase de perforación de 6 pozos se realizó entre abril de 2012 y agosto de 2014. Los descubrimientos adicionales de gas se realizaron en los Bloques WA-315-P y WA-398-P, en los pozos Boreas-1, Zephyros-1, Proteus-1, Poseidon North-1 y Pharos-1. 

Bloques WA-315-P y WA-398-P

Monetización

En junio de 2014, Karoon anunció la venta de su 40% en la participación societaria en los permisos de explotación WA-315-P y WA-398-P a Origin Energy (Origin), por US$ 800 millones. Conforme a los términos del Acuerdo de Compra y Venta, un anticipo en efectivo de US$ 600 millones fue recibido en agosto de 2014, seguido por el reembolso de todos los costos asociados al pozo de exploración Pharos-1 (ubicado en el Bloque WA-398-P).

Los pagos contingentes que quedan pendientes son los siguientes:

  1. Un pago diferido, en efectivo, de US$ 75 millones, a ser pagado a la Decisión de Inversión Final («FID»);
  2. Un pago diferido, en efectivo, de US$ 75 millones, a ser pagado en la Primera Producción; y
  3. Un pago diferido, en efectivo, de hasta US$ 50 millones, a ser pagado en la Primera Producción. Origin pagará US$ 5 millones por cada 100 BCF de reservas 2P Certificadas Independientemente de 3,25 Tcfe en todos los permisos en el momento de la FID, hasta un máximo de US$ 50 millones.

Karoon no tiene participación restante en el permiso de explotación WA-315-P o WA-398-P.

Permit WA-314-P

Karoon cedió su permiso de exploración WA-314-P en Octubre de 2019.