Omega Oil & Gas Limited gab das folgende Update zum Bennett-Ölfeld. Das Unternehmen gab bekannt, dass die Bohrlochtests von Bennett-1 und Bennett-4, zwei Ölbohrungen im Bennett-Ölfeld in PL17, nun abgeschlossen sind. Ziel der Bohrlochtests war es, die Machbarkeit der Wiederaufnahme der Produktion aus dem Bennett-Ölfeld festzustellen.

Die Ergebnisse der Bohrlochtests zeigen, dass sich die Bohrlöcher in einem guten Zustand befinden und, was noch wichtiger ist, dass sowohl Bennett-1 als auch Bennett-4 in der Lage sind, ausreichende Durchflussraten zu erzielen, um eine langfristige Produktion zu gewährleisten. Aus beiden Bohrungen wurden Spitzenförderraten von über 30 Barrel pro Tag beobachtet, die sich schließlich bei 15 bis 20 Barrel pro Tag (pro Bohrung) stabilisierten. Die Ergebnisse des Bohrtests stimmen mit den Angaben im Prospekt von Omega vom 5. September 2022 ("Prospekt") überein, der von Fluid Energy unabhängig überprüft wurde.

PL 17 befindet sich im Surat-Becken in Queensland und umfasst eine Fläche von etwa 105 km2 (26.000 Acres), einschließlich der Bennett- und Leichardt-Ölfelder. Das Hauptziel in PL 17 ist ölhaltiger Jurasandstein. Das Bennett-Ölfeld wurde im März 2019 aufgrund der sehr niedrigen Ölpreise geschlossen.

Das Bennett-Ölfeld produziert 43o API-Öl aus dem Upper Precipice Sandstein (56-4 Sand) aus dem Unteren Jura durch die beiden Bohrungen Bennett-1 und Bennett-4. Die Produktionsgeschichte von Bennett-1 und Bennett-4 ist nur unzureichend dokumentiert, so dass es schwierig ist, die Gesamtmenge der bisherigen Produktion aus den Bohrlöchern zu schätzen. Unter Verwendung verschiedener historischer Quellen und der Produktionsdatenbank der Regierung von Queensland wird geschätzt, dass insgesamt 279.547 bbl Öl aus Bennett-1 und 64.476 bbl aus Bennett-4 gefördert wurden. Omega verfügt über 2P-Ölreserven in Höhe von 130.113 bbl Öl, wie in der folgenden Tabelle dargestellt. Die Bennett-Contingent-Ressourcen erfordern weitere Arbeiten zur geophysikalischen Strukturkartierung, zur detaillierten Planung und Budgetierung einer Vorwärtsstrategie und werden die Durchführung neuer Bohrungen erfordern, bevor eine Reserve in den Gebieten Dev-A und Dev-B bestimmt werden kann.

SPE PRMS, 2018 beschreibt die Klassifizierung "Development unclarified" als eine entdeckte Akkumulation, bei der die Projektaktivitäten noch bewertet werden und bei der die Rechtfertigung für eine kommerzielle Erschließung auf der Grundlage der verfügbaren Informationen unbekannt ist. Die Ölressourcen wurden auf der Grundlage der Vorhersage in der untenstehenden Abbildung ermittelt. Die sehr frühen Produktionsdaten deuten darauf hin, dass der frühe Teil der prognostizierten Abnahmekurve eine vernünftige Schätzung ist.