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Áreas Activas

Compreende todas as áreas sujeitas a contratos de concessão para pesquisa e produção ou de reconhecimento de hidrocarbonetos.

Bacia do Rovuma, Onshore

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BACIA DE MOÇAMBIQUE, ONSHORE

A Bacia do Rovuma, localizada na costa leste da África, emergiu como uma área estratégica para a exploração de recursos energéticos offshore. Suas águas profundas e ricas em recursos têm atraído a atenção de empresas de energia em todo o mundo. Abaixo, listamos algumas das áreas de concessão e blocos de exploração na Bacia do Rovuma, onde a atividade de exploração e produção de hidrocarbonetos está em andamento ou planejada:

A Área concessão A5-A, é resultado do concurso público lançado em Outubro de 2014, para a concessão de áreas para Pesquisa e Produção de Hidrocarbonetosem em Moçambique. As empresas Eni Mozambico S.p.A., Sasol Petroleum Mozambique Exploration Lda. e Empresa Nacional de Hidrocarbonetos, E.P (ENH, EP), foi-lhes adjudicada a área Offshore Angoche A5-A cuja a extensão é de 4,612 km2, localizada na parte marítima da República de Moçambique. O Contrato de Concessão de Pesquisa e Produção de Petróleo(CCPP) foi assinado em Outubro de 2018, tendo como data efectiva 1 de Janeiro de 2019; A Área, é operada pela EMPRESA Eni Mozambico S.p.A com 49.5% de participações e os parceiros a Qatar Energy (25.5%), a Sasol Petroleum (10%) e a ENH, E.P. (15%).
Descrição Informações
Concurso Público Lançado em Outubro de 2014
Concessionárias
  • Eni Mozambico S.p.A. (49.5%)
  • Qatar Energy (25.5%)
  • Sasol Petroleum (10%)
  • ENH, E.P. (15%)
Data de Assinatura do CCPP Outubro de 2018
Data Efectiva do CCPP 1 de Janeiro de 2019
Área 4,612 km²
Localização Parte marítima da República de Moçambique
Atividades de Pesquisa Executadas
  • Aquisição de 8000 km de dados sísmicos tridimensionais
  • Realização de Estudos Geológicos e Geofísicos relativos à interpretação de dados sísmicos
  • Avaliação do potencial petrolífero da área, identificando leads do Cretácio e Terciário, além de prospectos de idade Terciária (Eocénica)
  • Perfuração de um poço designado como Raia-1
  • Estudos geológicos posteriores à realização do poço Raia-1 para aferir o sistema petrolífero da região
 
O Contrato de Partilha de Petróleo (CPP) foi assinado com a Sasol a 26 de Outubro de 2000, com uma duração inicial de pesquisa prevista de 10 anos. A Área do CPP geograficamente se sobrepõe à Área Pande/Temane APP (Acordo de Produção de Petróleo), excluindo os depósitos produtores de Formação Grudja G6 e G9 nos campos de gás Pande e Temane, respectivamente. Cerca de 1800 km de sísmica 2D (2001, 2005, 2016) e 125 km2 de sísmica 3D (2016) foram adquiridos, e um total de 15 poços de pesquisa e 22 furos de avaliação efetuados.
Descobertas na área
  • Corvo G6A
  • Tafula G8
  • Pande G10, G11 e G11A
  • Pande Este G11 e G11A
  • Temane G8
  • Temane Este Profundo (G11, G11A, G12 e G12A)
  • Inhassoro G6 com auréola de petróleo leve com capeamento de gás
  • Inhassoro G10 com petróleo leve sub-saturado
Atividades Realizadas
Em 2015, foi apresentado um Plano de Desenvolvimento de Campo (PdD) para Inhassoro G6, Inhassoro G10, Temane G8, Temane Este Profundo (G11, G11A, G12 e G12A). O PdD foi aprovado em Janeiro de 2016. Cerca de 117 km de sísmica 2D e 125 km2 de sísmica 3D foram adquiridos ao longo de Inhassoro G6 e G10, e 09 poços de avaliação e desenvolvimento foram efetuados nos depósitos do PdD a partir de 2016 em diante, resultando numa melhor compreensão dos depósitos. Novas e pequenas descobertas foram feitas em um poço em 2016 durante a fase de desenvolvimento na área do CPP, Temane G6A, G11, G11A e G12, com gás nos depósitos mais rasos e petróleo leve nos depósitos mais profundos. Em 2019, as seguintes descobertas estavam no Período de Avaliação Comercial (CAP): Pande G10, G11 e G11A, Pande Este G11 e G11A, Corvo G6A e Tafula G8. Dois poços de avaliação foram efetuados em 2018 para avaliar os depósitos do Pande.
Estimativas de Recursos
As estimativas totais de recursos presentes das descobertas do PSA têm volumes de gás no local de cerca de 2,5-3 tcf, e volumes de gás recuperáveis de cerca de 1-1,5 tcf. O petróleo leve e condensado recuperável esperado está na faixa de 30-40 milhões de barris de líquido. Ainda há incertezas significativas relacionadas a essas estimativas.  
 

O CCPP foi assinado em Outubro de 2018 com a Sasol e ENH, em resultado do 5º concurso de concessão de áreas. A área localiza-se na parte onshore da Bacia de Moçambique, próximo aos depósitos de gás de Pande e Temane, no norte da província de Inhambane. O período de pesquisa tem a duração de 8 anos e foi subdividido em 3 subperíodos de pesquisa, de 4 + 2 + 2 anos.

Subperíodo de Pesquisa Duração Obrigações de Trabalhos Mínimos
Primeiro 48 meses
  • Aquisição de 1.600 km de dados sísmicos 2D
  • Perfuração de 2 poços de Pesquisa até à profundidade de aproximadamente 1.750 metros TVD ou até a base estratigráfica de G6 – G12
  • Completar estudos no valor de USD 5 milhões
Segundo 24 meses
  • Perfuração de um poço de Pesquisa até à profundidade de aproximadamente 1.750 metros ou até um alvo estratigráfico de G6 – G12
  • Completar estudos no valor de USD 5 milhões
Terceiro 24 meses
  • Perfuração de um poço de Pesquisa até à profundidade de aproximadamente 1.750 metros ou até um alvo estratigráfico de G6 – G12
  • Completar estudos no valor de USD 5 milhões
  • Aquisição de 2008 Km de sísmica 2D, reprocessamento de dados em 2020
  • Perfuração de 2 poços Dourado-1 e Bonito-1 notificada descoberta do Poço Bonito-1 no horizonte G9 em 2023
  • Revisão das coordenadas, para incluir a área do prospecto Nsiwi com aproximadamente 132 km
Informações sobre a Área

O CCPP foi assinado à luz do Decreto 38/2008 de 17 de Outubro, e aprovado pelo Conselho de Ministros, e celebrado no dia 31 de Outubro de 2008, entre o Governo e a Empresa Nacional de Hidrocarbonetos (Doravante designada por “ENH”) que então detinha 100% de participações, com efeitos a partir de Abril de 2009. Posteriormente a ENH cedeu o seu interesse participativo à Búzi Hydrocarbons Pte. Lda. (BHPL), como parceiro estratégico tornando-se esta, a concessionária e operador deste Bloco, com 75% de interesse participativo e a ENH parceiro com 25%.

Descrição Informações
Obrigações de Trabalhos Mínimos

Primeiro Subperíodo

  • Reprocessamento de 300 km de sísmica 2D e re-interpretação de 1650 km
  • Aquisição de 600 km de novos dados sísmicos 2D

Segundo Subperíodo

  • Execução de dois (02) poços (um de pesquisa e um de avaliação)

Terceiro Subperíodo

  • Execução de dois (02) poços (um de pesquisa e um de avaliação)
Atividades Realizadas
  • Reprocessamento de 300 km de sísmica 2D pré-existente e re-interpretação de 1650 km
  • Aquisição de um total de 614 km de novos dados sísmicos 2D
  • Abandono de 25% da área total inicial conforme rege-lhe o respectivo CCPP
  • Notificação de descobertas em resultado do perfuração de dois poços de pesquisa BS-01 e BS-02 em 2021
  • Estão em curso os trabalhos de preparação para aquisição de dados sísmicos 2D, isto é desmatamento e desminagem

BACIA DO ROVUMA, ONSHORE

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ÁREA 1

Na sequência do 2º concurso público para a concessão de áreas para pesquisa e produção de hidrocarbonetos, às companhias Anadarko Mozambique Area 1 e a Empresa Nacional de Hidrocarbonetos, foi-lhes adjudicada a Área 1 em ambiente offshore da Bacia do Rovuma. A referida Área encontra-se localizada na parte norte da Província de Cabo Delgado, em águas rasas à muito profunda. O Contrato de Concessão de áreas para Pesquisa e Produção de Hidrocarbonetos (CCPP) foi assinado a 20 de Dezembro de 2006 e com a data efectiva a partir de 1 de Fevereiro de 2007.

ÁREA DE DESCOBERTA PROSPERIDADE

Estimativa mediana de 43 tcf (triliões de pés cúbicos) de gás.

4 Reservatórios Transzonais:

  • Oligoceno Superior Norte;
  • Oligoceno Superior Sul;
  • Oligoceno Inferior;
  • Eoceno Superior;

ÁREA DE DESCOBERTA TUBARÃO

Estimativa mediana de 3,4 (triliões de pés cúbicos) Tcf de gás natural.

ÁREA DE DESCOBERTA ORCA

Estimativa mediana de 8,4 Tcf (triliões de pés cúbicos) de gás natural

Os Reservatórios do são do Paleoceno.

ÁREA DE DESCOBERTA ORCA

Área de Descoberta Tubarão Tigre (1254 km2), tem 3 reservatórios do Cretáceo (K1,K2 e K3), sendo o K2 o melhor em Orca e Tubarão-Tigre e possui uma estimativa mediana de 0.323 Tcf (triliões de pés cúbicos) de gás natural. 

DESCOBERTAS TUBARÃO TIGRE E ORCA (CRETÁCICO LEQUE 1, 2 E 3), ROVUMA OFFSHORE ÁREA 1

A avaliação técnica completa do potencial do Cretáceo na Área 1, ente as Áreas de Descoberta Tubarão Tigre e Orca, determinou que contém reservatórios pequenos, descontínuos e de baixa qualidade, e isso provavelmente apresentaria desafios significativos no fornecimento de quantidades comercias de gás. Dos três reservatórios de Cretáceo (K1,K2 e K3) avaliados, o melhor é o K2 em Orca e Tubarão-Tigre que possui recurso médio de 0.323 Tcf (triliões de pés cúbicos) de gás natural.

DESCOBERTA ORCA (LEQUE DO PALEOCENO MEDIO), ROVUMA OFFSHORE ÁREA 1

Esta descoberta foi feita na Área 1 pela Anadarko em 2013 através furo Orca-1, cujo reservatório é de idade do Paleoceno Médio, tendo sido subsequentemente avaliada através dos furos Manta-1, Orca-2, Orca-3 e Orca-4.

A descoberta localiza-se a cerca de 10 Km da linha da costa, 250 Km da cidade de Pemba. Este reservatório é de idade do Paleoceno Médio e não é partilhado. A estimativa média dos recursos é de cerca de 8.4 Tcf (triliões de pés cúbicos) de gás natural in situ, segundo estimativas submetidas pela Total.

O reservatório na descoberta Orca encontra-se a profundidades que variam de 4000 à 5000m abaixo do nível médio do mar, e a coluna de água de cerca de 600m à 1200m. A extensão é de cerca de 30 Km.

DESCOBERTA TUBARÃO (EOCENO), ROVUMA OFFSHORE ÁREA 1

Esta descoberta foi feita pela Anadarko em Janeiro de 2011 através do furo Tubarão-1 e avaliada pelo furo Tubarão-2 (negativo) em 2013. A descoberta localiza-se a cerca de 25 Km da linha de costa, 50 Km do Nordeste do distrito da Mocímboa da Praia e 200 Km do Nordeste da Cidade de Pemba.

O reservatório encontra-se completamente na Área 1. A estimativa média dos recursos é de cerca de 3,4 tcf (triliões de pés cúbicos) de gás in situ.

O reservatório encontra-se a uma profundidade de 3500 a 4000 metros abaixo do nível médio das águas do mar. A coluna de água varia entre 800 e 1200 metros. A extensão da descoberta Tubarão é de cerca de 20 Km orientado de Oeste à Este.