Projects

Bacia De Santos, Brazil

Blocos S-M-1037, S-M-1101, and S-M-1537

 

Karoon entrou no Brasil em 2008 através da Rodada de Licitação 9, adquirindo 5 blocos offshore SM-1037, SM-1101, SM-1102, SM-1165 e SM-1166 (os ‘Blocos’) na Bacia de Santos, localizados a aproximadamente 200 quilômetros do litoral do estado de São Paulo. Estrategicamente, os Blocos ampliaram a atuação geográfica da Karoon e adicionaram uma prospectividade significativa de petróleo em uma bacia emergente com sistemas de petróleo comprovados, geologia favorável, potencial de hidrocarbonetos de variados tipos de plays (pré e pós-sal) e custos de exploração gerenciáveis.

Karoon assinou acordos em setembro de 2012 para um Farm-out de 35% na Pacific Exploration and Production Corp. (‘Pacific’), anteriormente Pacific Rubiales Energy Corp. Após a Pacific solicitar proteção contra insolvência, em abril de 2016, em setembro de 2016 a Karoon adquiriu a participação de 35% da Pacific nos Blocos por um pagamento inicial à vista de US$15,5 milhões e um contingente de US$5 milhões a pagar pela produção de no mínimo 1 mmboe.

Até o momento, a Karoon realizou duas campanhas de perfuração nos blocos, perfurando um total de 6 poços verticais, além de duas faixas laterais.

O sucesso da exploração resultou nas descobertas de óleo leve em Kangaroo e Bilby em 2013, que foram seguidas pela descoberta de óleo leve em Echidna em 2015. Ambas as descobertas de óleo leve em Kangaroo e Echidna foram testadas quanto ao fluxo durante 2015, produzindo resultados encorajadores.

Após a última campanha de perfuração concluída em maio de 2015, a descoberta de petróleo em Echidna e a avaliação em Kangaroo levaram a uma atualização dos recursos contingentes anunciados em maio de 2018. Além disso, foi concedida uma Declaração de Comercialidade para os blocos SM-1037, 1102,1101 e 1165 em abril de 2018 para áreas que cobrem as descobertas de petróleo de Echidna e Kangaroo. A Karoon abandonou o bloco S-M-1166 e manteve duas áreas distintas identificadas sobre as acumulações de óleo de Echidna e Kangaroo, juntamente com algumas oportunidades de recursos prospectivos em campo próximo.

As acumulações de óleo de Echidna e Kangaroo também foram renomeadas de acordo com convenções locais e, como cada campo se estende por dois blocos, eles têm dois nomes correspondentes. Echidna foi renomeada para Neon e Neon Sul (Neon) e Kangaroo foi renomeada para Goiá e Goiá Sul (Goiá). Em abril de 2019, a anexação foi concluída e os campos agora são referenciados por Neon (Bloco SM-1037) e Goiá (Bloco SM-1101).

O bloco S-M-1537 Clorita foi adquirido na Rodada de Licitações 14 da ANP em 2017, após uma extensa avaliação dos blocos do sul da Bacia de Santos em oferta. O bloco foi adquirido por um baixo comprometimento de capital, consistindo em aquisição sísmica e estudos geológicos. O Bloco S-M-1537 oferece uma animadora oportunidade de exploração de baixo risco, com potencial para centenas de milhões de barris de petróleo. O principal objetivo é direcionar as areias de turbidite do Oligoceno com excelente porosidade e permeabilidade do reservatório, como visto nos reservatórios produtores de Oligoceno dos campos de petróleo de Baúna e Piracaba. A análise sísmica mostra uma excelente anomalia de Amplitude versus offset, que reforça a presença de óleo trapeado.

A Karoon potencializou sua experiência e conhecimento da bacia por meio da avaliação de Kangaroo e Echidna e campos próximos para classificá-la como a melhor perspectiva no sul da Bacia de Santos. Com sucesso, existem muitas sinergias com o potencial desenvolvimento conjunto da Neon e Goiá.

Participação

A participação do acionista em todos os blocos da Bacia de Santos, SM-1037, SM-1101 e SM-1537 é:

Karoon Petróleo & Gas Ltda (Operadora) 100%
História de Exploração

Em 2010, a Karoon conduziu o primeiro e mais amplo levantamento sísmico 3D de azimute no Brasil. Os resultados desse levantamento sísmico 3D foram fundamentais para o planejamento da campanha de perfuração de exploração da Fase 1 da Karoon, concluída em 2013.

Em 2013, a Karoon concluiu com êxito sua campanha de perfuração de exploração na Fase 1, composta por 3 poços que proporcionaram um sucesso significativo na exploração precoce com descobertas de petróleo em Kangaroo-1 e Bilby-1. Os resultados do Emu-1 também foram animadores, com areias de boa qualidade encontradas em amostras de petróleo.

Após a bem-sucedida fase inicial dos Contratos de Concessão, um Plano de Avaliação de Descoberta (“PAD”), que governa a próxima etapa dos Contratos de Concessão, foi aprovado em dezembro de 2013 pela Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (‘ANP’). A área revisada dos Blocos sob o PAD foi de aproximadamente 549 quilômetros quadrados.

A campanha de perfuração de exploração e avaliação subsequente, fase 2, começou em novembro de 2014 e perfurou o poço de avaliação Kangaroo-2 (dezembro de 2014), seguido pelos poços de exploração Kangaroo West-1 (março de 2015) e Echidna-1 (abril de 2015) . Essa campanha de perfuração foi projetada para definir melhor o tamanho e a qualidade dos recursos contingentes da descoberta em Kangaroo, obter um teste de produção e perfurar alvos de exploração próximos.

A Karoon recebeu o Bloco de Exploração S-M-1537 ao sul da Bacia de Santos,  localizado offshore no estado de Santa Catarina, Brasil, como parte da Rodada 14 da ANP em setembro de 2017.

Bacia De Tumbes, Peru

Em 2008, Karoon assumiu uma participação acionária de 20% no Bloco Z-38 na Bacia de Tumbes, no mar do Peru. Essa participação aumentou para 75%, seguida de um farm-out bem-sucedido de 35% para a Tullow Peru Limited em janeiro de 2018, o que deixou a Karoon com uma participação de 40%. O Bloco Z-38 fica a 10 quilômetros da costa norte do Peru, 56 quilômetros a oeste da cidade de Tumbes e 39 quilômetros a oeste de Caleta Cruz. O bloco encontra-se em profundidades que variam de 300 metros ao longo de sua fronteira leste a mais de 3.000 metros a oeste, e cobre uma área de 4.875 quilômetros quadrados.

O Bloco Z-38 acrescenta 549 milhões de barris (MMbbl) de recursos potenciais* prospectivos em petróleo ao portfólio de exploração da Karoon, em uma parte pouco explorada e altamente prospectiva da Bacia de Tumbes. Essa bacia afastada é semelhante em estilo à prolífica Bacia de San Joaquin do sul da Califórnia e apresenta uma variedade de possibilidades. O trabalho realizado pela Karoon, incluindo sísmica 3D, núcleos de queda no fundo do mar e análise AVO, evidencia a presença de um sistema ativo de petróleo com óleo das mesmas rochas geradoras vistas na adjacente Bacia de Talara, onde mais de 1,7 bilhão de barris de petróleo foram produzidos até o momento.

A área da Karoon está estrategicamente localizada no eixo da bacia e adjacente aos campos terrestres da bacia de Talara.

Os preparativos estão em andamento para a perfuração do poço Marina-1 em 2020, com um recurso potencial bruto melhor estimado de 256 MMbbls (102 MMbbl líquidos para a Karoon)*.

Um acordo de estudo técnico foi assinado em uma área offshore adjacente à Z-38, Área 73 (ver mapa). O acordo foi assinado em 12 de dezembro de 2018,  tendo vigência de 18 meses a partir de 1º de janeiro de 2019. As obrigações do acordo são de reprocessamento sísmico, interpretação e estudos geológicos. O acordo prevê o direito de negociar um contrato de licença com a Perupetro em relação a toda a Área ou a uma parte da Área para um programa de referência de trabalho mínimo. A Área, embora principalmente na Bacia de Talara, mostra uma continuação da Bacia de Tumbes e um bom número de prospectos já foram identificadas. O sucesso na perfuração do Z-38 fornecerá espaço adicional para jogadas semelhantes na Área 73.

* Melhor estimativa dos recursos prospectivos líquidos após a conclusão das obrigações de farm-in / farm-out (Karoon resultando em 40%), conforme anunciado na versão ASX de 8 de maio de 2018.

Participação

As participações acionárias no Bloco Z-38 são:

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

 
^Permanece sujeito a condições de farm-in/farm-out

Histórico de Exploração

Em 2008, Karoon assinou um contrato de farm-in para adquirir uma participação acionária de 20% no Bloco Z-38. Karoon foi aprovada como Operadora em outubro de 2009 e em seguida aumentou sua participação acionária para 75%, sujeita ao cumprimento das obrigações de farm-in.

Após a aquisição e interpretação de pesquisas sísmicas 2D e 3D em 2009 e 2010, foram mapeados numerosos prospectos e pistas em muitos níveis dentro do bloco, em profundidades de água entre 300 e 1.000 metros.

Em junho de 2013, o Plano Ambiental (EIA) para uma campanha de perfuração de exploração foi aprovado pelos reguladores peruanos.

Em janeiro de 2018, Karoon concedeu um farm-out de 35% no bloco à Tullow Peru Limited, uma subsidiária integral da Tullow Oil plc, sujeita a obrigações de exploração.

Em dezembro de 2018, a Karoon firmou um Acordo de Avaliação Técnica (TEA) com a Perupetro para avaliar a Área LXXIII da Bacia de Tumbes, na costa do Peru. A área fica imediatamente ao sul do bloco Z-38, operado pela Karoon.

Programa de trabalho

O programa de trabalho do Bloco Z-38 tem como alvo os reservatórios terciários rasos mais jovens, em profundidades moderadas do bloco da Karoon. Essas formações mais jovens são interpretadas como tendo características superiores de reservatório em comparação com a Formação Zorritos, produtora mais antiga, que historicamente tem sido o foco de exploração limitada nas últimas 3-4 décadas.

Os extratos de óleo retirados dos núcleos do fundo do mar adquiridos pela Karoon durante o Bloco Z-38 em 2010 mostram características semelhantes aos óleos dos poços nas bacias de Talara e Tumbes e apóiam o modelo de uma fonte terciária comum e prolífica.

Desde a aquisição, o trabalho geotécnico da Karoon ajudou a delinear e diminuir materialmente os riscos.

Em 2010, a Karoon contratou e processou um levantamento sísmico 3D em 1.500 quilômetros quadrados. O mapeamento da interpretação sísmica e a avaliação dos prospectos estão completos e os locais preliminares do poço de exploração foram selecionados.

Karoon está atualmente se preparando para perfurar o poço de exploração de alto impacto Marina-1, planejado para o ano de 2020.

A avaliação técnica na Área 73 começou com o reprocessamento dos dados sísmicos 3D existentes.

Histórico da Bacia de Tumbes

O bloco Z-38 fica a noroeste dos grandes e produtivos campos terrestres da Bacia de Talara. Esses campos produzem petróleo há mais de 100 anos e já produziram mais de 1,7 bilhão de barris até o momento.

A exploração offshore na bacia de Neogene Tumbes começou em 1969 com a descoberta de gás seco no campo de Amistad, no Golfo Equatoriano de Guayaquil, aproximadamente 60 quilômetros ao norte do bloco Z-38. A exploração na bacia marítima peruana de Tumbes começou em 1972, quando petróleo, gás e condensado foram descobertos no campo de Albacora, perto da fronteira marítima com o Equador. Outros quatro poços de exploração foram perfurados entre 1972 e 1974, dois dos quais encontraram óleo de 37oAPI em formações do Mioceno. Foram perfurados seis poços entre 1977 e 1984, dos quais dois foram descobertas de condensado de gás e petróleo (Piedra Redonda e Corvina).

Após um hiato de 22 anos, a perfuração foi retomada em 2006, quando a BPZ Energy iniciou uma avaliação da estrutura Corvina, encontrando uma perna de óleo nos arenitos do Meio Mioceno de Zorritos. O campo de Corvina, localizado a 35 quilômetros do Bloco Z-38, começou a produzir petróleo em 2007 e está passando por uma grande remodelação, incluindo a instalação de uma segunda plataforma. O campo de Albacora também está passando por reavaliação.

O Bloco Z-38 fica na Bacia de Tumbes, onde 7 a 10 quilômetros de sedimentos cenozóicos constituem uma extensão não testada do sistema petrolífero. O bloco hospeda uma ampla variedade de tipos de plays, incluindo blocos de falha inclinados do Neogeno, chave e rampa anticlinais e pinch-out.

As principais rochas matriz são a Formação Oligocene Heath e, mais antiga, pró-delta Shales. Extratos de óleo recuperados dos núcleos do fundo do mar adquiridos pela Karoon durante o Bloco Z-38 em 2010 mostram características semelhantes aos óleos dos poços nas bacias de Talara e Tumbes e apóiam o modelo de uma fonte terciária comum e prolífica.

Os alvos do reservatório se estendem da Formação Plioceno La Cruz à Formação Oligoceno Mancora. Em Albacora e Corvina, os reservatórios produtores são Médio Mioceno em idade, no entanto, em Amistad, os arenitos mais jovens também produzem gás. Essas formações mais jovens têm características superiores de reservatório em comparação com a Formação Zorritos mais antiga e são o alvo principal no bloco Z-38 da Karoon.

RELATÓRIO ANNUAL 2019 KAROON

Karoon Annual Report 2019

Bacia de Carnarvon, Australia

Histórico

Em setembro de 2012, a Karoon entrou em acordo de farm-in na aquisição de 100% da licença de exploração em estágio inicial WA-482-P na Bacia de Carnarvon, na costa oeste da Austrália Ocidental.

A Bacia de Carnarvon é uma das maiores e mais produtivas regiões de petróleo e gás da Austrália. A bacia é base de vários projetos de GNL em escala mundial, numerosos projetos de petróleo e também é uma região que está sendo explorada ativamente pelas principais empresas internacionais de petróleo. A descoberta de petróleo em Dorado 1 (julho de 2018), considerada uma das maiores descobertas da Austrália em 30 anos, com um recurso contingente de 186mmbbls, está localizada a aproximadamente 100 km de WA-482-P.

Estando em uma parte relativamente pouco explorada da Bacia de Carnarvon, a licença WA-482-P cobre uma área significativa e abrange os depocentros jurássicos (sub-bacia de Wigmore e Whitetail Graben). Rochas de fontes maduras de petróleo de boa qualidade, vistas em poços próximos, são interpretadas como presentes em grande parte da licença. Resultados de perfuração bem-sucedidos abririam novos plays de exploração na Bacia.

A licença está localizada a aproximadamente 280 quilômetros ao norte de Karratha, em profundidade que varia entre 400 e 2.000 metros e cobre uma área de 6.748 quilômetros quadrados.

Em maio de 2014, Karoon concedeu um farm-out de 50% na licença à Apache Northwest Pty Ltd (‘Apache’), parte da Quadrant Energy Australia Ltd. Como parte do farm-out, Karoon assumiu 90% do custo do poço de exploração Levitt-1 e recebeu US$ 9 milhões em retorno.

Em 2019, a Santos WA Northwest Ltd adquiriu a participação de 50% da Quadrant Energy.

Participação

Participações societárias dos envolvidos na WA-482-P são:

Karoon Gas (FPSO) Ltd 50%
Santos WA Northwest Ltd (Operadora) 50%
Programa de Trabalho

O programa de exploração está focado em testar a presença de um sistema ativo de petróleo interpretado como gerador de petróleo das antigas cozinhas fonte da Sub-bacia Jurassic Wigmore e Whitetail Graben, visando estruturas posicionadas para receber óleo ou gás úmido dessas cozinhas.

Essas áreas contêm uma espessura significativa de rochas matriz jurássicas da mesma idade e natureza, conhecidas por carregar acumulações de petróleo em outros lugares da Bacia. O programa de exploração é projetado para avaliar reservatórios nas profundezas do norte de Rankin e nas formações mais rasas de Legendre.

Além dos históricos dados sísmicos 3D e 2D licenciados e reprocessados ​​e da aquisição do levantamento sísmico 3D Chrysalids em 2015, o consórcio licenciou 5.256 quilômetros quadrados dos dados do levantamento 3D como parte do levantamento sísmico 3D Capreolus 3D de múltiplos clientes da Polarcus.

Com a aquisição dos dados sísmicos 3D do Capreolus, o consórcio agora possui dados 3D de alta qualidade, cobrindo mais de 75% de toda a área de licenciamento, que serão usados ​​para melhor definir, arriscar e classificar os prospectos e leads identificados.

O poço de exploração Levitt-1 foi perfurado dentro da licença ao longo de agosto de 2015, atingindo um TD de 4.929 mRT. O Levitt-1 identificou reservatórios de areia de boa qualidade nas formações tanto de Legendre quanto de North Rankin, no entanto, estas eram próximas de água neste local. Mostras de petróleo de boa qualidade foram registradas na formação de North Rankin com análises que comprovam que o petróleo havia migrado através da área de Levitt.

O atual programa de trabalho consiste em reprocessamento sísmico do PSDM e estudos geológicos.

A Geologia

Os principais alvos no WA-482-P são as formações de North Rankin, Legendre e Intra-Mungaroo. A área abrange um depocentro jurássico com rochas de fonte jurássica madura de petróleo de boa qualidade vistas em poços próximos e interpretadas como estando presentes em grande parte da licença. A perfuração futura terá como alvo estruturas posicionadas para receber petróleo ou gás úmido desta cozinha de origem.

Os reservatórios clásticos são interpretados como presentes em traps formadas precocemente e receberam carga de hidrocarboneto de rochas matriz maciças Triássica e Jurássica do Baixo ao Médio Jurássico em depocentros, principalmente no norte e leste da licença. Um elemento-chave do programa de trabalho é identificar prospectos intocados por eventos estruturais desde o final do Jurássico.

Sub-Bacia de Ceduna, Australia

Histórico

Karoon foi contemplada com a permissão de exploração EPP46 em outubro de 2016. A permissão cobre 17.793 quilômetros quadrados do mais prospectivo campo de exploração de petróleo de fronteira da Austrália, a Sub-Bacia de Ceduna, na Great Australian Bight (‘GAB’) no mar do sul da Austrália.

A sub-bacia de Ceduna abriga uma das últimas bacias de Cretáceos pouco exploradas do mundo. A geologia, o tamanho potencial da área de interesse e a atividade de exploração do entorno a tornam uma área muito interessante e uma boa opção para o portfólio de exploração da Karoon. Uma grande empresa tem campanhas de exploração de curto prazo planejadas para a região, que ajudarão e guiarão as ideias da Karoon sobre prospectividade e trabalho futuro na região.

Participação

A participação acionária na EPP46 é:

Karoon Gas (exploração da bacia) Pty Ltd (Operação) 100%
Programa de Trabalho

O compromisso inicial de três anos da Karoon consiste na aquisição de um levantamento sísmico em 2D ao longo da área da licença, um levantamento sísmico em 3D localizado e estudos geotécnicos.

O período inicial do compromisso de três anos foi agendado para renovação em outubro de 2019. Karoon iniciou discussões com as autoridades reguladoras para renunciar à permissão devido a dificuldades associadas às aprovações regulatórias para conduzir operações na Great Australian Bight.

A Geologia

A Sub-Bacia de Ceduna é o principal depocentro do GAB e abriga um enorme sistema Cretáceo delta, análogo a alguns dos grandes campos de petróleo do mundo. Há uma espessa sucessão sedimentar com vários tipos de plays de estruturas e camadas estratigráficas. Os sedimentos engrossam nas áreas centrais e externas da sub-bacia, que permanecem em grande parte não testadas.

Historicamente, apenas quatro poços foram perfurados na sub-bacia de Ceduna com base apenas em dados sísmicos 2D. Com exceção do poço de exploração Gnarlyknots-1 / 1A, toda a perfuração foi focada no raso,  acompanhando os depocentros próximos às águas mais rasas junto à margem da bacia. A parte mais profunda do GAB permanece praticamente não testada e é o principal foco do setor para os atuais programas de exploração.

Estudos históricos de geociência, levantamentos sísmicos e perfuração de exploração corroboram a presença de um sistema de petróleo viável, baseado no seguinte:

  • Rochas de origem turoniana ricas em orgânicos foram recuperadas a partir de amostras do fundo do mar
  • A sísmica 2D histórica revela um potencial para estruturação propenso a resultar em grandes geometrias trapeadas, incluindo blocos de falhas inclinados e anticlinais
  • A sísmica 2D histórica apresenta suporte encorajador à amplitude sísmica em várias situações.
  • Reservas naturais de petróleo e gás evidenciados
  • O poço de exploração Greenly-1 teve mostras de petróleo e gás, além de reservas de arenito de boa qualidade

Bacia de Browse, Australia

Histórico

Karoon adquiriu uma participação de 100% nas licenças de exploração WA-314-P e WA-315-P da Bacia de Browse em 2004. Coerente com a estratégia corporativa, a Karoon assinou acordos em 2006 para estabelecer um Farm-out de 60% para a ConocoPhillips, que também assumiu a operação das licenças como parte da transação.

O consórcio Karoon/ConocoPhillips (o “consórcio”) recebeu a licença de exploração WA-398-P em 2007.

O consórcio realizou a campanha inicial de perfuração de exploração entre julho de 2009 e junho de 2010, descobrindo gás multi tcf Greater Poseidon no primeiro poço, Poseidon-1 em WA-315-P. Descobertas seguintes foram feitas em Poseidon-2 e Kronos-1.

Seguindo a bem-sucedida campanha de perfuração da primeira fase, na segunda fase a campanha de perfuração de exploração de 6 poços foi conduzida entre abril de 2012 e agosto de 2014. Foram feitas descobertas adicionais de gás com as licenças WA-315-P e WA-398-P, nos poços localizados em Boreas-1, Zephyros-1, Proteus-1, Poseidon North-1 e Pharos-1.

LICENÇAS WA-315-P e WA-398-P

Monetização

Em junho de 2014, Karoon anunciou a venda de sua participação acionária de 40% nas licenças de exploração WA-315-P e WA-398-P para Origin Energy (Origin) por até US$ 800 milhões. De acordo com os termos do Contrato de compra e venda, um pagamento inicial em espécie de US$ 600 milhões foi recebido em agosto de 2014, seguido de reembolso por todos os custos associados ao poço de exploração Pharos-1 (localizado em WA-398-P).

Os pagamentos contingentes de marcos importantes que permanecem pendentes são os seguintes:

  1. Pagamento à vista de US$ 75 milhões deferido, a pagar na Decisão Final de Investimento (“DFI”);
  2. Pagamento à vista de US$ 75 milhões deferido, a pagar na Primeira Produção; e
  3. Pagamento à vista de até US$ 50 milhões deferido, a pagar na Primeira Produção. A Origin pagará US$ 5 milhões por cada 100 BCFe de reservas 2P com certificação independente que excedam 3,25 Tcfe nas licenças no momento do FID até um máximo de US$ 50 milhões

A Karoon não tem participação remanescente na licença de exploração WA-315-P ou WA-398-P.

Licença WA-314-P

Karoon renunciou à licença de exploração WA-314-P em 10 de outubro de 2019.