Energulf- Neubewertung die 3.- und letzte?

Hallo Gemeinde, meines erachtens steht der kanadische juniorexplorer kurz vor dem kurssprung über die ein ca$ - marke, deshalb möchte ich mal einen aktuellen Tread eröffnen mit ziel einer kritischen wie konstruktiven Diskussion.

Vor allem soll der blick nach vorn gerichtet sein, nicht die vergangenheit aufgearbeitet werden-was eigentlich die meisten wissen sollten hier ;-)

nachfolgend habe ich aus unterschiedlichen quellen ua homepmepage von energulf die faktenlage zusammengetragen, damit sich jeder ein bild vom stand der dinge machen kann.  

Block 1711 A/B
Lage:
Block 1711 ist 8931 km2 groß und befindet sich im Namibe Basin, das vor Namibia und Angola verläuft.
Die beiden bis dato identifizierten Prospects "Kunene" und "Hartmann" stellen geologisch verwandte Strukturen dar, das Zielreservoir ist gleich alt. Ein Fund bei Kunene erhöht stark die Chancen bei Hartmann. Kunene wurde durch 650 km2 seismische 3D-Untersuchungen definiert, das 343km2 große Hartmann-Prospect ist 2D definiert und ca. 6fach so groß wie Kunene. Kunene liegt etwa 60km von der Küste entfernt. Der nächste große Hafen in Namibia ist in Walvis Bay.

Potenzial Block 1711:
Es liegt ein unabhängiges Gutachten (NSAI Prospective Report) aus dem Jahr 2006 nach kanadischer Norm NI 51-101 vor, welches das Potenzial der Ressourcen mit bestimmten Wahrscheinlichkeitsgraden (P10, P50, P90) aufzeigt.
Demnach könnten bei P 50 (= mittlere Wahrscheinlichkeit) im 1711-Oil-Case-Szenario 3,2 Mrd. Barrel Erdöl und 16,6 TCF Erdgas liegen. Geplante Zeitschiene für eine mögliche Produktion von Block 1711 ist 2014 bis 2035.

Historie Block 1711:
Die Lizenz für Block 1711 hatte früher der US-Ölkonzern Vanco und obgleich das Potenzial erkannt und der Block seismisch untersucht wurde, konnten keine Partner für das Projekt gewonnen werden und die Lizenz musste abgegeben werden. Damals stand der Ölpreis bei lediglich 30 USD, auch im Bereich der Technik hat sich seit dieser Zeit viel getan.
Energulf hatte sich die Beratertätigkeit des damaligen Vanco-Geologen und Ex-Chevron Mannes Dr. Bill St. John gesichert. Dieser sagte über 1711: "Block 1711 contains the most attractive undrilled structure that I have seen in over 40 years of exploring for oil and gas internationally"

Aktuelle Anteile/Partner:
Energulf hat eine 10% Beteiligung (working interest) an Block 1711 und ist seit September 2010 nun auch vorübergehend Operator des Blocks, nachdem der bisherige Operator Nakor die Zeitvorgaben für die Auswertung nicht erfüllt hat.
Weitere Projektpartner sind PetroSA, die staatliche südafrikanische Ölfirma (10% working interest), der staatliche namibische Ölkonzern Namcor (7% carried interest) und UNX Energy Corp. hält über eine BEE-Tochterfirma einen 2,7% carried interest, d.h. eine Art stille Beteiligung bei der keine operativen Kosten anfallen.
Größter Anteilsinhaber bleibt -auch nach dem Verlust des Status als Operator- die Fa. NAKOR Investments Limited (70% Anteil), eine Tochtergesellschaft der russischen SINTEZ Group aus Moskau, welche die Anteile von der Sintez Tochter Sintezneftegaz Namibia Ltd. übernommen hat. Diese war für die erste Bohrung im Jahr 2008 (Bohrung Kunene#1) noch als Operator zuständig. Nakor trägt bislang alleine die Kosten von UNX und Namcor.
Bis zum 31 August 2010 hat Energulf 12,014,421 Mio. CAD in das Projekt investiert.

Bohrergebnisse Kunene#1:
Erst Juli 2009 wurden erste Bohrergebnisse offiziell gemacht von der namibischen Regierung, die vorher eine Auskunftssperre verhängt hatte (tight hole): Laut PetroAlliance Service Co. Moskau, einer Tochterfirma von Schlumberger, könnte alleine die geteste untere 50m Zone zwischen 4,698 m – 4,748 m eine potenzielle Gasressource von bis zu 14 TCF enthalten. Das Gutachten ist jedoch nicht NI-Standard konform. Das Gasvorkommen soll nicht kommerziell sein auf Grund der Verhältnisse der Strukur an der dieser Stelle.
Weitere Ergebnisse wurden seitdem nicht bekannt bzwö liegen nicht vor. Weder von der oberen 228m Gaszone, noch wurde etwas über das das Ölpotential des Blocks bekannt. Öl könnte sich in einem tieferen Bereich befinden. Die Bohrung wurde bei 5052m auf Grund von techn. Schwierigkeiten gestoppt. Eigentliche Zieltiefe dürfte ca. 5500m gewesen sein.

SINTEZ testete im Anschluss an die Bohrung die untere Zone auf ihre Kommerzialität. Energulf stieg aus dem Test dieser Zone aus. Man sicherte sich aber eine Option, für die doppelte Gebühr im Erfolgsfall in diesen Test wieder einsteigen zu können, sollte diese eine Zone tatsächlich für eine Förderung aus Kunene#1 geeignet sein.
Hintergrund: Bei einer sog. Wildcat-Bohrung (ungebohrten Struktur) ist es eine Ausnahme, dass man aus einem ersten Bohrloch direkt fördern kann. Der Zweck einer solchen Bohrung ist ein anderer (Explorationsbohrung).
Die Wirtschaftlichkeit hängt allerdings nicht nur von der Größe/Menge des Vorkommens ab, sondern eben auch von der Qualität und dem Umfeld (Speichergestein, Druckverhältnisse etc.).

Kosten Kunene#1:
Die gesamte Bohrung zog sich sehr in die Länge und soll über 100 bis zu 140 Mio. USD gekostet haben, nachdem man vorher mit ca. 60 Mio. gerechnet hatte.
SINTEZ ist durch die Wirtschaftskrise und fallende Rohstoffpreise unter Druck geraten, außerdem der deutsche Versorger RWE aus einem gemeinsamen Stromprojekt (TGK-2) ausgestiegen, so dass sich Schulden von mehr als 1 Milliarde USD angesammelt haben sollen. SINTEZ benötigt daher dringend Gelder/Investoren.

Work program 2010/2011:
Juni 2010 fand ein Meeting der JV-Partner in Namibia statt, hier wurde beschlossen sofort mit der vollständigen Auswertung der Bohrung Kunenen#1 zu beginnen, nachdem diese Auswertung lange Zeit gestoppt war und nicht alle Daten erhalten werden konnten von beauftragten Firmen (auf Grund der finanziellen Probleme von Sintez). Sintez verzögerte jedoch auch diese Auswertung wieder und verlor draufhin den Operator-Status. Energulf lässt als Operator nun aktuell die Bohrergebnisse vollständig auswerten, mit einem Resultat ist für Anfang 2011 zu rechnen.
Die Ergebnisse sollen dazu dienen das nächste Bohrziel zu identifizieren, weitere Seismik zu planen/erheben und Kunene oder andere Prospects (insbesondere Hartmann) weiter auszuwerten. Möglich ist auch noch ein Wiedereinstieg in Kunene#1, d.h. man bohrt tiefer. Derzeit suchen Energulf und Sintez mit Unterstützung der namibischen Regierung einen Partner, der einen Großteil der Anteile von Sintez/Nakor übernimmt.
Mit einer Bohrung ist frühestens Ende 2011 zu rechnen, im 2. Jahr der Lizenzphase.
Laufzeit Lizenzphase 2: 01.04.2011- 31.03.2012.

Hintergrund Offshore Namibia
Der offshore Bereich von Südwest-Afrika besteht aus 4 großen Sediment-Basins, von Nord nach Süd verlaufend sind dies das Namibe, Walvis, Luderitz und Orange Basin. Offshore Namibia ist noch wenig exploriert, es wurden überhaupt erst 9 Bohrungen durchgeführt, 5 davon im Kudu Gasfeld. Erst 2 mal wurde tiefer als 500m gebohrt. Das Interesse ist jedoch zuletzt stark gestiegen und verschiedene Öl-Multis haben hier Lizenzen erworben (u.a. Petrobras, Gazprom, Tullow Oil, Itochu, Arcadia, HRT). Eine Offshore Bohrung in der Region kostet mind. 50 Mio. USD pro Bohrloch. Eine Förderung dürfte kommerziell lukrativ sein bei Ölpreisen von ca. 60 USD pro Barrel und einer Feldgröße mind. im unteren dreistelligen Millionen-Barrel-Bereich.
Geologisch weist Offshore Namibia eine ähnliche geologische Struktur und Petroleum System auf, wie Offshore Brasilien (Petrobras-Funde z.B. Ölfeld Tupi), jedoch sind dort die Vorkommen unter einer dicken Salzkruste eingeschlossen, was in Namibia zumindest größtenteils nicht der Fall sein dürfte. Dies erleichtert die Exploration und Förderung, wenngleich auch in Namibia teilweise große Tiefen überwunden werden müssen.
(West-)Afrika und Südamerika haben angefangen sich durch den Kontinentaldrift vor ca. 150 Mio. Jahren auseinander zu bewegen und waren einst ein Urkontinent (Gondwana).

Die Ölvorkommen in Brasilien liegen unter einer 200m (Santos Basin) bis 2000m (Campos Basin) dicken Salzkruste ("pre-salt layer"). Zumindest im Namibe Becken vor Namibia soll es auch eine Salzkruste in der Tiefe geben, wie auf der Internetseite des zuständigen Energieministeriums nachzulesen ist:
"The Namibe Basin has many structures and there is evidence to suggest that salt may have been present in places."
Die Kosten für die Förderung steigen mit der Dicke der Schicht und der Tiefe, wurden aber auch bei niedrigen Ölpreisen Anfang 2009 weiter forciert von Brasilien. Die brasilianische Petroleum-Agency rechnet bei den pre-salt-Projekten Brasiliens damit, dass diese auch bei einem Preis pro Barrel von 35 Dollar profitabel sind.

Öl&Gas-Infrastruktur Namibia
Ein Konsortium um Namcor und Gazprom ist neuer Mehrheitseigner des Kudu Gasfelds (Block 2814 A). Namibia will ab 2011 mit Hilfe der Gazprombank in Walvis Bay mit dem Bau eines 800 MW Gaskraftwerks beginnen. Über eine Pipeline soll das Kudu Gas dorthin transportiert und in Strom umgwandelt werden. Ein Teil des Stroms soll nach Südafrika exportiert werden. 2013/2014 könnte das Gaskraftwerk in Betrieb gehen. Die Energieversorgung in Namibia ist kritisch, es muss viel Strom importiert werden und der Bedarf wächst.
Der Bau einer Ölraffinerie ist ebenfalls weiterhin in Nambia (Walvis Bay) geplant, das Öl soll zunächst aus Nigeria importiert werden, bis eigene Vorkommen entdeckt und produktionsfertig sind.

Die brasilianische Fa. HRT Oil&Gas hält 100% an den Blöcken 2112B und 2212A und ist eine 100% Tochterfa. von HRT Petroleum, welche seit Oktober 2010 an der brasilianischen Börse Bovespa gelistet ist und 1,54 Mrd. Dollar bei dem IPO erlöste. Zuvor wurden bereits 275 Mio. Dollar bei Investoren Nordamerika gesammelt. Im Mai 2010 wurde dann -gemeinsam mit UNX Energy (40%) und Acarus Investments (20%) - der Einstieg offshore Namibias bei den Blöcken 2813A, 2814B und 2914A bekannt gegeben (40% Anteil). Bis 2014 will HRT 342 Mio. USD in Namibia investieren.

Namcor u. Partner Gazprom halten mittlerweile 54% an dem Kudu Gasfeld (Block 2814A). Nachgewiesene Reserven sind 1,4 TCF Gas. Das Potenzial dürfte jedoch um einiges höher liegen.
Kudu-Projektübersicht auf der Seite von Tullow-Oil (31% Anteil). 15% hält die Fa. Itochu aus Japan.  

Lotshi-Block

Lage:
Der Lotshi-Block liegt küstennah im „Congo salt basin“ in den "Les Zones du Bassin Côtier" (ZBC) im Westen der DRC an der Grenze zu Cabinda (Angola), wo sich Offshore die Giant Oilfields „Malongo“ und „Takula“ des US-Ölmultis Chevron befinden. Entdeckt wurden diese Felder u.a. von Dr. Bill St. John, der zuletzt bis zu seinem Ruhestand, Berater von Energulf war.

Potenzial:
Dr. Bill St. John sagte zu dem Potenzial von Lotshi: “Nearby onshore production has shown the area covered by our MOU has similar potential to the proven fields offshore. I believe that modern exploration techniques will unveil the world class potential long thought to exist in the Congo Salt Basin.”
Geschätztes Potenzial des Blocks über 800 Mio. Barrel Öl. Es liegt jedoch noch kein Ressourcengutachten und damit auch keine verlässlicheren Zahlen vor.

Anteile/Partner:
Energulf ist der Operator des 475 km2 großen Blocks mit einem 90% working interest. COHYDRO, der nationale Öl&Gaskonzern der DRC, hat einen 10% carried interest.

Lizenzbedingungen:
Die Lizenz (Production Sharing Contract (PSC)) läuft zunächst 5 Jahre in Phase 1, beginnend ab Ratifizierung des PSC im März 2008. In dem Zeitraum müssen insgesamt 33,5 Mio. USD investiert werden.
Bis zum 31 August 2010 hat Energulf 3,530,105 Mio CAD in das Projekt investiert (31. Mai 2010: 3,041,070 Mio. CAD)

Vorarbeit:
Ein Konsortium aus FINA und Shell haben von den 70er bis Anfang der 80er Jahre in der Region gearbeitet und mehr als 2000km2 an 2D Seismik erhoben, ein Reprocessing von Daten über 300km2 hat zwischenzeitlich durch Energulf stattgefunden. Das Konsortium entdeckte damals mehrere Felder, bohrte 5 Löcher, eines davon 1973 auf dem Lotshi Block. Well "Forabola1" wurde 2207m tief gebohrt (Gasfund).

Aktuelles 2D-Seismik-Programm:
Mit dem Geophysical Institute of Israel (GII) hatte Energulf einen Vertrag für ein 200km 2D-Seismik Programm abgeschlossen, Kosten ca. 3 Mio CAD. Die Fertigstellung der Seismik wurde am 27.10.2010 bekannt gegeben. Aktuell läuft die detaillierte Auswertung der Daten (Identifizierung von Prospects und Bestimmung der späteren Bohrziele). Ergebnisse dürften Anfang 2011 verkündet werden. Auch soll ein unabhängiges Ressourcengutachten erstellt werden.

Drilling:
Ein tiefes Bohrloch dürfte ca. 15-20 Mio. Dollar kosten (siehe weiter unten, Fa. Soco im Nachbarblock Nganzi). Eine flachere Bohrung dürfte sich von den Kosten her im mittleren einstelligen Millionenbereich bewegen. Energulf plant 2 Bohrungen in 2011.

In der krisengeschüttelten DRC wurde bis zum Jahr 2010 seit 40 Jahren keine onshore Bohrung mehr durchgeführt, die politische Situation hat sich jedoch zuletzt verbessert und das internationale Interesse an der Exploration dort nimmt zu.

Nachbarblöcke/weitere Firmen:
Nganzi Block (an Lotshi im Norden direkt angrenzend): Im 3./4. Quartal 2010 bohrte die Fa. SOCO im Nachbarblock von Lotshi die ersten 2 von 3 Löchern im Rahmen eines Bohrprogramms. Ed Story, President and Chief Executive von SOCO, kommentierte am 27.10.10 nach 2 Bohrungen:
"We continue to be encouraged that this previously undrilled basin contains all of the ingredients to be a significant producing area. The two wells that we have drilled to date confirmed the presence of oil and adequate reservoirs though in different settings in the structures. The third well in our current campaign will test a different play concept. We are confident that the area represents a high potential exploration play with more work to be done in order to realise its potential."
Das Rig wird nun das Bayingu-1 ("BYU-1") exploration well im Süden des Blocks bohren.
Einen 20% Anteil an dem Block hat man per Farm Out zu attraktiven Konditionen an die japanische Fa. Inpex veräußert. Das Potenzial des Blocks schätzt Soco auf über 600 Mio. Barrel Öl.

Blöcke Yema und Matamba-Makanzi (südl. von Lotshi, Yema direkt): 42%-Farm Out erfolgte von Surestream Petroleum an an den Rohstoffriesen Glencore im Jahr 2007.
Eine erste Exploartionsbohrung auf diesen Blöcken soll noch 2010 stattfinden.

Block Ndunda (südl. von Lotshi direkt angrenzend): 55% Farm-Out von Surestream an den italienischen Ölmulti Eni (Agip) im August 2010. Eni zahlt für den Einstieg 55% der bisherigen Explorationskosten zurück an Surestream.
Details siehe Artikel vom 16.08.2010 auf africareport.com

Cabinda (Angola): In einer geolog. Struktur die in den Lotshi-Block hinein verläuft wurde von der australischen Fa. ROC Oil (10% Anteil) und Petroplus am 18.02.2010 ein Leichtöfund bei der Bohrung des Castanha-1 Well bekannt gegeben. Auszug aus NR von Energulf: ((..)light oil over 15 gross metres below a depth of 2214 metres in the Chela formation and tested 2,275 bopd of 33 API oil on a 5/8" choke on their Cabinda South Block, which is contiguous to the west of the Lotshi block (..).
Die Castanha-2 und -3 appraisal wells wurde 2448m bzw. 2525m tief gebohrt im 3./4. Quartal 2010. In der Chela Formation wurde eine 21m bzw. 7m große Hydrokarbonzone entdeckt. Produktionstests der wells sollen im Dezember 2010 folgen, nach Beendigung der ab Mitte November 2010 stattfindenen Bohrung von Castanha-4. 169km2 3D Seismik laufen derzeit über der Zone von Castanha-1 (Ölfund s.o.), mit einer Fertigstellung wird Ende Dezember 2010 gerechnet.

Infrastruktur:
Das Malongo-Terminal und Raffinerie zu dem die Öl- und Gaspipelines laufen, ist ca. 50 km vom Lotshi Block entfernt. Siehe Karte der DRC mit den Lizenzen, Ölfeldern, Raffinerien etc. (Stand Feb. 2008) bzw. Karte hier (Stand Dez. 2007).
Der Anschluss an die dortigen Pipelines ist somit relativ einfach möglich, so auch der Chef der Fa. SOCO (Nganzi Block) in einem Interview 'It wouldn't be difficult to monetise any finds as we only have to build a 60 km pipeline to the terminal which already exists'

Politische Situation:
Die DRC war lange Zeit von Bürgerkrieg gezeichnet und befindet sich immer noch im Aufbau, die Lage bessert sich in letzter Zeit zunehmends. Korruption ist aber immer noch weit verbreitet im Land. Die Regierung ist um gute Beziehungen -auch im Bereich der Wirtschaft- bemüht, die Steuersätze sind zudem attraktiv für Investoren im Land. Das politische Risiko ist nicht zu unterschätzen, die Region ist dafür wenig exploriert und reich an Rohstoffen, so dass dem Risiko auch große Chancen entgegenstehen. China investiert deshalb viele Milliarden u.a. in Infrastrukturprojekte, im Gegenzug erhält man Rohstoffe und Anteile z.B. an Minen.

Energulf Management
u.a. Jeff Greenblum: Senior Bush administration official under President George H.W. Bush at both the U.S. Department of Energy and the U.S. Department of Commerce. Jeff Greenblum hat sehr gute Kontakte und kommt aus der Rohstoffbranche (u.a. war er Ex Senior Executive der für 4,3 Mrd. Dollar übernommenen Fa. Diamond Field Res.). Er studierte in Harvard Jura und war Anwalt der Ölbranche.
Er ist auch Auto von Fachliteratur zum Thema Afrika: Greenblum, Jeffrey L.: "Africa, guide to business finance for U.S. firms"
Senior Advisor for African Affairs von Energulf ist The Honorable Andimba Toivo Ya Toivo - der als Freiheitskämpfer gemeinsam mit Nelson Mandela auf Robben Island in Südafrika inhaftiert war. Dazu war er früher u.a. Minister of Mines and Energy, Minister of Labour und Secretary General of SWAPO, Republic of Namibia.
Andere Mitarbeiter und Berater sind oder waren in führenden Positionen u.a. bei BHP Billiton, BP, Shell, Vanco, Baker Hughes, Schlumberger.

Investoren: Sprott Asset Management hält über seine Fonds (Sprott Canadian Equity und Sprott Energy Fund) 1,074,400 Mio. Aktien. Stand 30.06.2010, siehe SEDAR.
Jeff Greenblum hält ca. 4,7 Mio. Aktien.

Finanzen:
Finanzielle Mittel der Fa.: 5,468,920 Mio. CAD (Stand 31.08.2010)
Quelle: sedar.com (MD&A v. 01.11.10)
September 20101 wurde ein Private Placement (PP) über 4 Mio. CAD (=10 Mio. neue Aktien zu 0,40 CAD) bekannt gegeben. Zu jeder neuen Aktie gibt es einen Warrant dazu, der für 0,65 CAD bezogen werden kann. Dadurch würden Energulf weitere 6,5 Mio. CAD zufließen (und weitere 10 Mio. Aktien wären ausgegeben). Die Warrants werden vorzeitig fällig, wenn der Kurs 4 Monate nach dem PP für 10 Handelstage bei oder über 1 Dollar steht.
Am 18.11.2010 wurde bekannt gegeben, dass eine erste Tranche über 8,060,500 Mio. Aktien geschlossen wurde. Am 26.11.2010 wurde das PP kpl. geschlossen (Schlusskurs an dem Tag: 0,69 CAD, deutlich über Ausgabekurs), auf die Ausgabe einer zweite Tranche verzichtete Energulf.

Aktie/Marktkapitalisierung:
Ausgegebene und ausstehende Aktien: 64.530.557 - Stand 26.11.2010 (Fully Diluted: 78.249.114 Mio. Aktien)
Somit lediglich ca. 50,3 Mio. CAD Marktwert (bei einem Kurs von 0,78 CAD).  

 

das GAP wird langsam geschlossen...  

Können wir nicht bitte hier weiter machen statt hier im Löschungsthread ??

http://www.ariva.de/forum/Energulf-Great-News-382099  

mit uninteressant bewertet, gemeldet und eröffnungsposting gelöscht- das ganze innerhalb zwei wochen...da sind aber ganz schöne pappnasen unterwegs hier ;-)  

m.E. ist das Gapclose so gut wie fertisch, für morgen rechne ich aus Charttechnischer Sicht mit ein paar Gewinnmitnahmen- vorausgesetzt es werden keine positiven News veröffentlicht  

 

reelles geldverdienen ist nicht so uninteressant ;-)
auf die nächsten schwarzen sterne der gebrannten kinder...

gruss abendgelb  

...gut so, vor allem für diejenigen die sich von den baesherleins beeinfllusst lassen haben, und jetzt schwarze sterne verteilen_ das ist so schön ^^ *grins*  

perfekt, jetzt kann es weiter upgehen...  

 

werden bei dieser kursstärke, vor allem mit welchen inhalt ;-)
gruß an alle investierten AG  

 

 

 

http://www.namibian.com.na/...x_ttnews[tt_news]=110134&no_cache=1

 

Eine gute Zusammenfassung über die heutige CC (ich denke dass es für jeden ENG-Investor derzeit extrem wichtig ist die Entwicklungen diesbezüglich haargenau zu verfolgen) :

http://www.helioschariot.com/2013/05/22/hrt-conference-call-…

HRT – Wingat – Conference Call notes
May 22, 2013 By Helioschariot Leave a Comment Chariot Oil & Gas

Posted by Jimmy on iii

The HRT CC highlighted some important information. Occasionally the line was poor, so hard to get all the details.

The following are my summary notes:

1. HRT started to encounter oil and gas shows in the mud logs from 1500 meters, which increased with depth.
2. Two oil source rocks were found, one of which was very rich and approx 200 meters in thickness.
3. There were two main main reservoir sections targeted a shallow sand reservoir , which was expected to be a turbidite reservoir, but which turned out to be a fine grained and silty marl, and a carbonate rock which turned out to be carbonate and mud.Both reservoirs had very poor porosity, and hence not capable of acting as an ecomic reservoir.
5. The well was deepened to 5,000 meters during which oil shows increased, pressure increased and there was no sign of water. Any sands with reservoir had oil, but such sands were thin turbidite reservoirs. Four oil samples were recovered of high quality 40Api oil , no water.
6. The source rocks encountered by Wingat have the potential to generate huge volumes of oil to charge prospects.
7. The source rocks at Wingat can charge the Murombe well, especially the shallower prospect Boabab.
8. The Murombe prospects comprise Boabob, Murombe Fan and Silveradi, HRT declined to advise the prospective resources for each prospect.
9. The Carbonates were undeveloped, because they were on the shelf.
10. The deepest source rock at Wingat could charge the Murombe well. (not sure if that means the Murombe fan reservoir or the shallower prospects)
11. Source rocks which were forecast were the Albian/Aptian and the Cenomanian Barramian, they did not say if these were the source which were encountered, but probably so.
12. They have lots of samples, detailed analysis of the oil will tell them a great deal about what they have and exactly where it came from.

Conclusions
To date seismic analysis has been poor at identifying high porosity shallow rock reservoirs in recent Namibian, e.g Wingat carbonates and shallow sand reservoirs, Nimrod.This may be explained by high silt levels in the shallower shelf area. The Onshore Namibia Central Area underwent an enormous denudation whereby 58,000 KM3 was eroded and deposited in the Walvis Basin. It would appear that the best chances of finding high porosity and permeability is in turbidite sands which were re worked by wave action and deposited in deep water canyon systems thereby helping to create a larger grained and cleaner, high porosity system.

The murombe well will target the source rocks proven by Wingat and a deeper turbidite reservoir. Watch closely.

Jimmy

Zum Vergleich, die geologischen Begebenheiten von 1711 (Quelle : ENG's HP)

EnerGulf’s Block 1711 prospect portfolio includes a Tertiary Turbidite play and a Syn-Rift play, both of which have giant field analogs in Angola and Brazil.

Fossil evidence from the Kunene #1 well points to the potential for multiple Tertiary-age turbidite sandstone prospects. Turbidite sandstone reservoirs are common and prolific in West Africa, Brazil and Deepwater Gulf of Mexico. Regionally, turbidite sandstone reservoirs account for more than 20 billion barrels of producible reserves in Angola (Blocks 14, 15, 17 18 offshore Luanda), Nigeria (Agbami, Akpo and Bongo fields), Equatorial Guinea (Zafiro and Alba) and the Campos Basin of Brazil (Marlim and Albacora).

EnerGulf’s extensive study also provided significant new information concerning the hydrocarbon potential of the Syn-Rift play, including possible seismic evidence of salt on Block 1711. The Syn-Rift rocks in Block 1711 are stratigraphically similar to the Pre-Salt rocks of the Santos Basin of Brazil (Lula, Guara and Lara fields) in the Upper Congo Basin (Malongo and M’boundi fields). These plays currently contain more than 15 billion barrels of producible reserves, and are still developing.  

 

 

 

http://www.pancon.com.au/investor-centre/asx/2013/reports/240513.pdf

 

 

Namibia EL 0037 – Mean Prospective Resource Estimate of
8.2 Billion Barrels of Oil (Net)

 

von User mmafr aus dem WO Forum



Wenn man die letzten Seiten so liest, erkennt man dass immer noch ein großes Missverständnis bezüglich Kunene-1 vorherrscht. Fakt ist, ENG hatte K1 in ihrer 1.PR im August 2008 als "non-commercial" eingestuft. Was seinerzeit schon stutzig machte war dass ENG von "probably not commercial" geschrieben hat und sich trotzdem die Möglichkeit offen hielt wieder einzusteigen falls die Russen doch noch eine "commercial discovery" vermelden würden. In den weiteren Stellungsnahmen zu K1 änderte ENG dann wieder die offizielle Richtlinie zu K1 da plötzlich wieder von "consider a potential re-entry of K1" geschrieben wurde. Warum dieses ganze Hickhack erfolgte, darüber kann man nur spekulieren. Sicherlich war Sintez seinerzeit nicht "amused" dass ENG nicht weiter testen wollte (um Kosten zu sparen) und spätestens zu dem Zeitpunkt war das Tischtuch zwischen ENG/Sintez wohl definitiv zerissen. Der "tight hole"-Status der namibischen Regierung tat ein Übriges. Fakt ist also dass wir bezüglich K1 immer noch nicht zu 100% wissen was Sache ist (nach jetzt fast 5 Jahren). Ganz interessant zu K1 ist allerdings eine Tatsache die bisher nur wenig oder gar keine Betrachtung findet (ich hatte dies allerdings schon mal im Board thematisiert) :

…It was not possible to fully evaluate the hydrocarbon potential of the penetrated section due to operational problems during testing. The reservoir quality of the tested zones was not very good, perhaps due to nearby igneous activity. However, seismic interpretation suggests that alteration of the sediments by the igneous activity may be localized to an area near the borehole, and therefore both the tested zones and some untested zones have great potential. PetroAlliance Service Co. of Moscow, a subsidiary of Schlumberger, estimates that the 4,698m – 4,748m interval could contain a potential gas resource of up to 14 trillion cubic feet.

Es wäre also sehr gut möglich, dass in näherer Umgebung zum Bohrloch HC’s vorhanden sind die nicht durch vulkanische Aktivitäten verunreinigt sind. Das allein ist wohl der Grund weshalb ENG von zuerst "non commercial" schrieb um dann doch wieder eine Hintertür offen zu halten.

Der zweite Punkt der zu Block 1711 hochinteressant ist, ist die Tatsache dass der NSAI-Report 3 potentielle HC Schichten aufzählt. Vor allem diese hier ist erstklassig :

...The first potential hydrocarbon system could involve Eocene and Paleocene age reservoirs (deepwater turbidite channel and turbidite fan sandstones) in structural-stratigraphic and pure stratigraphic traps, with sourcing from Early Cretaceous age synrift lacustrine and/or Cenomanian-Turonian age marine source rocks. This potential hydrocarbon system might require fairly long-distance lateral and vertical migration up normal or transpressional fault zones and along permeable carrier beds.

Nun muss man wissen dass sogenannte Turbidite genau die Strukturen sind wonach sämtliche Offshore-Bohrungen intensiv suchen, enthalten diese doch von sämtlichen Sentimentsschichten das größte Potential (wie dies bei der Wingat-1 Bohrung wieder eindrucksvoll belegt wurde) !

PS : ‘mmafr’ der seit 2005 in ENG investiert ist und noch nie seinen Nick gewechselt hat  

Afrika rückt immer mehr in den Fokus.

The Oil Council's Africa Assembly

11 - 12 June 2013, The Westin Paris - Vendôme, Paris, France
"WEDNESDAY 12TH JUNE

09:00 – 10:30 West African Investment Strategies
All quiet on the Western front? How is West Africa coping with the rise of the East? Where are the new plays to be found - will O&G companies have to venture into deepwater? PIB update. Updates from Nigeria, Gabon, Ghana, Equatorial Guinea, Angola. Namibia - what is really there? "

http://www.oilcouncil.com/event/africa/agenda/