Mise à jour sismique de Ruvuma
29 Février 2024
Aminex plc
("Aminex" ou "la Société")
Mise à jour sismique de Ruvuma
· La sismique 3D améliore la volumétrie du champ gazier de Ntorya et révèle un énorme potentiel plus large
· La géomodélisation de l'opérateur augmente significativement le GIIP de Ntorya à 3.45 Tcf
· La sismique 3D révèle un potentiel considérable pour la licence Mtwara avec un GIIP total sans risque de 16.38 Tcf
Aminex, la société d'exploration et de développement pétrolier et gazier axée sur la Tanzanie, est heureuse d'annoncer que l'interprétation des 338 km récemment acquis2 L'ensemble de données sismiques 3D sur le PSA de Ruvuma a amélioré les données volumétriques sur place pour la découverte de gaz de Ntorya et a révélé un potentiel de ressources significativement plus élevé dans la zone de licence plus large que celui précédemment identifié sur la base de données 2D clairsemée existante.
L'interprétation de la sismique 3D a été réalisée par l'opérateur Ruvuma PSA, ARA Petroleum Tanzanie (APT). La géomodélisation d'inversion sismique, entreprise en collaboration avec Ikon Geoscience, a défini une zone de confiance élevée avec une estimation volumétrique sur place révisée pour la découverte de gaz de Ntorya. Une estimation la plus probable (se rapprochant de P50) de 3.45 billions de pieds cubes (Tcf) de gaz initialement en place (GIIP) serait désormais potentiellement liée aux grès du réservoir rencontrés dans le Ntorya-1 (NT-1) et le Ntorya. -2 (NT-2) puits de découverte. Ce volume révisé de Ntorya représente une augmentation substantielle par rapport au P50 GIIP publié de 1.64 Tcf estimé par RPS Energy (RPS) dans son rapport de personne compétente (CPR) de février 2018.
De plus, la nouvelle sismique 3D image une zone peut-être encore plus grande de grès réservoirs chargés de gaz, au-delà de la zone de confiance élevée établie par la nouvelle modélisation d'inversion sismique. Cela permet d'obtenir des volumes de gaz prospectifs supplémentaires potentiels associés aux unités de sable du Crétacé testées dans NT-1 et NT-2 (unités 1 et 2) et l'existence éventuelle d'une unité de sable moins profonde non encore forée (unité 3), à étudier. testé par le prochain puits d'évaluation Chikumbi-1 (CH-1) plus tard dans l'année. Un volume GIIP agrégé à la hausse pour l’accumulation de Ntorya, basé sur un cas de réussite dans plusieurs sables empilés à CH-1, est estimé par l’APT à 7.95 Tcf (approximativement un GIIP P10 moyen sans risque).
RPS a été engagé pour entreprendre une révision de son CPR 2018 afin de soutenir le plan de développement de terrain initial. L'étude se concentrera probablement sur une zone beaucoup plus étroite du réservoir, entourant les deux puits existants et l'emplacement CH-1 qui sera ciblé pour la production initiale, dans le but de définir des estimations préliminaires des réserves 1P et 2P. Ces estimations de réserves devraient augmenter considérablement à mesure que le développement progressif et la maturation du projet progressent à la lumière des résultats des études d'interprétation APT récemment rapportées.
L'ensemble de données 3D a également révélé, pour la première fois, un potentiel d'exploration non foré considérable dans la zone de licence plus large. Selon l'APT, plusieurs zones structurales et stratigraphiques non forées couvrant une gamme d'intervalles géologiques contiennent un potentiel GIIP total moyen sans risque de 8.43 Tcf (à l'exclusion de Ntorya). Ces nouvelles zones et prospections actuellement identifiées à ce jour contiennent un potentiel d'exploration GIIP moyen risqué d'environ 2.2 Tcf. Des travaux en cours, notamment l'imagerie sismique avancée et la réinterprétation des puits existants, sont entrepris pour réduire l'incertitude géologique et faire évoluer le nouveau portefeuille d'exploration. Les nouvelles études volumétriques aboutissent à un volume GIIP sans risque total mis à jour pour la licence Mtwara de 16.38 Tcf.
APT's Report on the revised volumetrics will be posted on the Aminex website (www.Aminex-plc.com) today.
Alors qu'APT attend l'attribution de la licence de développement de Ntorya par les autorités tanzaniennes, garantissant les actifs pour le développement pendant au moins 25 ans avec possibilité de prolongation supplémentaire, l'opérateur continue de travailler sur plusieurs axes de travail pour commercialiser la découverte au nom de la coentreprise. (JV) s'associe et contribue à la sécurité énergétique de la Tanzanie. Dès réception de la licence de développement, APT :
· Engager un opérateur de plate-forme pour entreprendre le forage du puits d'évaluation CH-1 afin de réduire davantage les risques de l'actif et, en cas de succès, de devenir producteur de gaz.
· Rentrer et réparer une fuite tubulaire dans NT-1 pour permettre au puits d'être complété en toute sécurité en tant que producteur de gaz.
· Entreprendre des tests supplémentaires sur NT-2, actuellement suspendu en tant que producteur de gaz, à l'aide d'une unité de test mobile, afin d'affiner la conception des installations de traitement du gaz sur le terrain.
· Continuer à soutenir les autorités tanzaniennes dans la construction rapide d’un gazoduc reliant Ntorya à l’usine à gaz de Madimba pour permettre l’extraction du gaz du champ.
Les activités de développement sont en cours et la première production de gaz vise jusqu'à 60 millions de pieds cubes par jour à partir de NT-1, NT-2 et CH-1. Les autorités tanzaniennes ont indiqué que la ligne secondaire sera achevée au cours du premier semestre 2025.
Le PSA de Ruvuma est adjacent à une région contenant des projets de GNL supergéants de classe mondiale, s'étendant du large de la Tanzanie jusqu'aux eaux du Mozambique au sud. Les partenaires de la coentreprise ont l'intention de produire du gaz de Ntorya sur le marché intérieur en pleine croissance du gaz, contribuant ainsi à réduire la pauvreté énergétique et à stimuler la transition énergétique en Tanzanie. Un accord de vente de gaz pluriannuel a été signé plus tôt cette année avec la Tanzanie Petroleum Development Corporation.
Aminex, avec une participation non exploitée de 25 %, est portée tout au long du programme de travaux en cours jusqu'à une dépense en capital brute maximale de 140 millions de dollars (35 millions de dollars nets pour Aminex). Le portage devrait permettre à la Société de démarrer la production commerciale de gaz à partir du champ de Ntorya à un coût nul pour la Société.
Charles Santos, président exécutif d'Aminex, a déclaré :
"Completion of the 3D seismic data interpretation is another important milestone for the Ntorya gas field development, and I am delighted that the results are so positive. The quality of the new 3D seismic dataset was excellent giving the JV partners the ability to map in detail the Ntorya gas discovery, refine volumetric estimates and provide the basis to locate future appraisal and development drilling targets. We are particularly excited by the significant potential gas volumes now identified in other untested structures within the licence area. To place these volumes in context, the Ntorya accumulation is potentially the largest onshore gas discovery in East Africa and, with the sizeable new exploration targets, should be much less expensive to exploit than offshore resources. Further announcements can be expected detailing a future programme of drilling and an associated schedule to commercialise these exciting new opportunities and add further value for all stakeholders."
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