Aminex plc gab bekannt, dass die Interpretation des kürzlich erworbenen 338 km2 großen seismischen 3D-Datensatzes über der Ruvuma PSA die In-Place-Volumetrie für die Ntorya-Gasentdeckung verbessert und ein deutlich höheres Ressourcenpotenzial im weiteren Lizenzgebiet aufgezeigt hat, als zuvor auf der bestehenden spärlichen 2D-Datenbank identifiziert wurde. Die Interpretation der 3D-Seismik wurde vom Betreiber des Ruvuma PSA, ARA Petroleum Tanzania (APT), abgeschlossen. Die seismische Inversionsgeomodellierung, die in Zusammenarbeit mit Ikon Geoscience durchgeführt wurde, hat ein Gebiet mit hohem Vertrauen und einer revidierten In-Place-Volumenschätzung für die Ntorya Gasentdeckung definiert.

Eine höchstwahrscheinliche Schätzung (annähernd P50) von 3,45 Billionen Kubikfuß (Tcf) Gas an Ort und Stelle (GIIP) wird nun als potenziell mit den Sandsteinen des Reservoirs verbunden angesehen, die in den Entdeckungsbohrungen Ntorya-1 (NT-1) und Ntorya-2 (NT-2) gefunden wurden. Dieses revidierte Ntorya-Volumen stellt eine erhebliche Steigerung gegenüber dem veröffentlichten P50-GIIP von 1,64 Tcf dar, das von RPS Energy (RPS) in ihrem Bericht der zuständigen Person (CPR) vom Februar 2018 geschätzt wurde. Darüber hinaus zeigt die neue 3D-Seismik ein möglicherweise noch größeres Gebiet mit gashaltigen Sandsteinen, das über das durch die neue seismische Inversionsmodellierung ermittelte Gebiet mit hohem Vertrauen hinausgeht.

Dies deutet auf potenzielle zusätzliche Gasvorkommen in Verbindung mit den Sandeinheiten aus der Kreidezeit hin, die in NT-1 und NT-2 (Einheiten 1 und 2) erprobt wurden, sowie auf das mögliche Vorhandensein einer noch nicht erbohrten, flacheren Sandeinheit (Einheit 3), die mit der bevorstehenden Erkundungsbohrung Chikumbi-1 (CH-1) im Laufe des Jahres erprobt werden soll. Das aggregierte GIIP-Volumen für die Ntorya-Akkumulation, das auf einem Erfolgsfall in mehreren gestapelten Sanden bei CH-1 basiert, wird von APT auf bis zu 7,95 Tcf geschätzt (was in etwa einem mittleren risikolosen P10-GIIP entspricht). RPS wurde beauftragt, eine Überarbeitung der CPR von 2018 vorzunehmen, um den ursprünglichen Field Development Plan zu unterstützen.

Die Studie wird sich wahrscheinlich auf einen viel engeren Bereich des Reservoirs konzentrieren, der die beiden bestehenden Bohrungen und den Standort CH-1 umgibt, der für die erste Produktion anvisiert wird, mit dem Ziel, vorläufige 1P- und 2P-Reservenschätzungen zu definieren. Es wird erwartet, dass diese Reservenschätzungen im Zuge der schrittweisen Erschließung und der Reifung des Projekts unter Berücksichtigung der Ergebnisse der neu gemeldeten APT-Interpretationsstudien erheblich ansteigen werden. Der 3D-Datensatz hat außerdem zum ersten Mal ein beträchtliches, noch nicht erschlossenes Explorationspotenzial innerhalb des breiteren Lizenzgebiets aufgezeigt.

APT schätzt, dass mehrere noch nicht erbohrte strukturelle und stratigraphische Vorkommen, die eine Reihe von geologischen Intervallen umfassen, ein GIIP-Potenzial von insgesamt 8,43 Tcf (ohne Ntorya) ohne Risiko aufweisen. Diese neuen Vorkommen und die bisher identifizierten Vorkommen beinhalten ein risikobehaftetes GIIP-Explorationspotenzial von ca. 2,2 Tcf (Pmean). Laufende Arbeiten, einschließlich fortschrittlicher seismischer Aufnahmen und Neuinterpretationen bestehender Bohrungen, werden durchgeführt, um die geologischen Unsicherheiten zu verringern und das neue Explorationsportfolio zu reifen.

Die neuen volumetrischen Studien ergeben ein aktualisiertes GIIP-Volumen ohne Risiko für die Mtwara-Lizenz von insgesamt 16,38 Tcf. Während APT auf die Erteilung der Erschließungslizenz für Ntorya durch die tansanischen Behörden wartet, die eine Erschließung für mindestens 25 Jahre mit der Möglichkeit einer weiteren Verlängerung vorsieht, arbeitet der Betreiber weiterhin an mehreren Arbeitsschritten, um die Entdeckung im Namen der Joint-Venture (JV)-Partner zu vermarkten und zur Energiesicherheit Tansanias beizutragen. Nach Erhalt der Entwicklungslizenz wird APT: Beauftragung eines Bohranlagenbetreibers mit der Bohrung der Abklärungsbohrung CH-1, um das Risiko der Anlage weiter zu senken und, falls erfolgreich, die Bohrung als Gasproduzent abzuschließen; Wiedereintritt und Reparatur eines Rohrlecks in NT-1, um die Bohrung sicher als Gasproduzent abschließen zu können; Durchführung weiterer Tests an NT-2, das derzeit als Gasproduzent suspendiert ist; Durchführung weiterer Tests an NT-2, das derzeit als Gasproduzent suspendiert ist; Durchführung weiterer Tests an NT-2, das derzeit als Gasproduzent suspendiert ist, unter Verwendung einer mobilen Testeinheit, um das Design der Gasverarbeitungsanlagen im Feld zu verfeinern.

Weitere Unterstützung der tansanischen Behörden beim frühzeitigen Bau einer zusätzlichen Gaspipeline von Ntorya zur Madimba Gasanlage, um die Gasförderung aus dem Feld zu ermöglichen. Die Erschließungsaktivitäten sind im Gange, und die erste Gasproduktion soll bis zu 60 MMscf/Tag aus NT-1, NT-2 und CH-1 betragen. Die tansanischen Behörden haben mitgeteilt, dass die Stichleitung in der ersten Hälfte des Jahres 2025 fertiggestellt sein wird. Das Ruvuma PSA liegt in der Nähe einer Region mit riesigen LNG-Projekten von Weltrang, die sich von der Küste Tansanias bis in die Gewässer Mosambiks im Süden erstrecken.

Die JV-Partner beabsichtigen, Ntorya-Gas für den wachsenden inländischen Gasmarkt zu produzieren und damit zur Linderung der Energiearmut und zur Förderung der Energiewende in Tansania beizutragen. Ein mehrjähriger Gasverkaufsvertrag wurde Anfang dieses Jahres mit der Tanzania Petroleum Development Corporation unterzeichnet.