Descobertas e Campos nos Reservatórios do Oligoceno, Leque Inferior
Descobertas e Campos nos Reservatórios do Oligoceno, Leque Inferior
Campo Golfinho-Atum (Oligoceno, leque superior e inferior), Rovuma Offshore Área 1
A descoberta Golfinho-Atum foi feita pela Anadarko em 2012 através do furo Golfinho-1 e avaliada por cerca de quinze (15) furos no período entre 2012 à 2015. Estão também inclusos no campo Golfinho-Atum os reservatórios do Oligoceno (leque superior e inferior). A descoberta localiza-se a 40 Km do nordeste da cidade de Palma e cerca de 5 Km da linha da costa.
O reservatório é de idade Oligoceno e não é partilhado. A estimativa média dos recursos é de cerca de 35tcf (triliões de pés cúbicos) de gás in situ segundo a Total. Este reservatório encontra-se a uma profundidade que varia de 3000m à 4000m abaixo do nível médio das águas do mar. A coluna de água vária de menos de 500m a pouco mais de 1300m. A extensão é de cerca de 35 Km orientado de Oeste a Este.
O Plano de Desenvolvimento do campo Golfinho-Atum foi aprovado pelo Governo Moçambicano em Fevereiro de 2018. A Decisão Final de Investimento (FID) foi anunciada em Junho de 2019. Estima-se o início da produção em 2024, com a construção de uma planta de Gás Natural Liquefeito (GNL) em Afungi, distrito de Palma, Província de Cabo Delgado.
Descoberta Mamba/Prosperidade Oligoceno Norte (leque inferior, reservatório transzonal), Rovuma offshore Área 1 e Área 4
A descoberta transzonal foi feita pela Anadarko (Área 1) em 2010, através dos furos Windjammer-2 e Barquentine-1 e estende-se pelas Áreas 1 e 4 da Bacia do Rovuma. Esta descoberta foi avaliada na Área 1 pela Anadarko através dos furos Barquentine-2, Barquentine-3 e Barquentine-4 e na Área 4 pela Eni através do furo Mamba Norte-1, no período entre 2011 à 2012.
O Campo tem uma área de cerca de 150 Km2 e uma extensão de cerca de 25 Km orientado à Noroeste-Sudeste. A estimativa média de recursos deste campo é de cerca de 8 tcf (trilhões de pés cúbicos) de gás in situ.
O Plano de Desenvolvimento da Área 4 (inclui parte desta descoberta) foi aprovado pelo Governo em Maio de 2019 e a Decisão Inicial de Investimento anunciada em Outubro do mesmo ano, sendo que está planeado o início o desenvolvido desse campo na segunda fase do desenvolvimento do campo Mamba/Prosperidade.
Campo Mamba Oligoceno Inferior 385 Este, Rovuma Offshore Área 4
Esta descoberta foi feita pela Eni em 2012 através do furo Mamba Nordeste-1 (Mamba NE-1) e avaliada pelos furos Mamba NE-2 e Mamba NE-3 nos anos 2012 e 2013. A descoberta localiza-se a cerca de 50km da linha de costa, 245 Km Nordeste da Cidade de Pemba.
O reservatório é de idade Oligocénica e encontra-se totalmente na Área 4. A estimativa média dos recursos é de aproximadamente 10.5 tcf in situ.
O reservatório encontra-se a uma profundidade de cerca de 4100m abaixo do nível médio das águas do mar. A coluna de água varia de 1700 a 2100m e a extensão da descoberta é de cerca de 13 Km, com orientação de Oeste à Este.
O Plano de Desenvolvimento (PoD) para a fase inicial de recursos de gás dos Reservatórios de Mamba (Área 4), incluindo a descoberta não transzonal Mamba Oligoceno Inferior 385 Este foi aprovado pelo Governo de Moçambique em Maio de 2019 e a Decisão Inicial de Investimento foi anunciada em Outubro 2019. O início de produção do campo está previsto para 2023-2024, condicionado a anúncio da Decisão Final de Investimento.
Descoberta Windjammer Oligoceno Sul (Leque inferior), Rovuma offshore Área 1
Esta descoberta foi feita pela Anadarko em 2010 através do furo Windjammer-2, que interceptou este reservatório nas secções tecto (hanging Wall), a uma profundidade de 3519m e muro (footwall) (a uma profundidade de 3859m) da falha de cavalgamentolo calizado nesta região. A estimativa de recursos é de aproximadamente 2Tcf in situ. A descoberta de Gás encontra-se totalmente no Campo Prosperidade (secção tecto (hanging-wall) do horizonte Oligoceno Inferior). O horizonte Oligoceno Inferior foi posteriormente avaliado pelos furos Barquentine-1, 2, 3 e 4, da Área-1 e pelo furo Mamba NE-1, da Área 4, localizados na seccão murro (footwall) da falha. O seu desenvolvimento esta pendente da futura submissão do plano de desenvolvimento do Campo Prosperidade pela Total.