Oman
Med de framgångrika borrningarna på Block 3 och 4 under våren 2009 och på Block 15 sommaren 2007, har Oman blivit Tethys obestridda kärnområde. Oman står för nästan 100 procent av värdet av olje- och gastillgångar. De tre licenserna har en samlad yta om närmare 35 000 kvadratkilometer, vilket gör Tethys Oil till den landmässigt näst största licensinnehavaren i Oman.
Bakgrund
Tethys Oil har intressen i två projekt i Oman. I Block 15 i den nordvästra delen av centrala Oman, uppgår Tethys andel till 40 procent och är operatör. Block 15 har ingått i Tethys projektportfölj sedan maj 2006. Sommaren 2007 genomfördes en återinträdesborrning av Jebel Aswad som då flödade naturgas och kondensat motsvarande 2 626 fat oljeekvivalenter. Jebel Aswadborrningen är belägen 8 kilometer från en regional gaspipeline som genomkorsar Block 15.
Sedan fjärde kvartalet 2007 har Tethys också ett 50-procentigt* innehav i Block 3 och 4 i den sydöstra delen av Oman. Dessa licenser täcker en sammanlagd yta om över 30 000 kvadratkilometer, vilket för närvarande gör Tethys till en av de ytmässigt största licensinnehavarna onshore Oman.
Block 15
Geologi
Block 15 ligger i den nordvästra delen av centrala Oman eller mer specifikt inom den norra delen av den västra omanska sedimentbassängen, kallad Fahud. Licensen täcker en yta om 1 389 kvadratkilometer. Reservoarbergarterna i Block 15 är kalksten från kritaperioden, de så kallade Natih- och Shuaibaformationerna. Olja produceras ur Natihkalksten såväl som ur Shuaibakalksten i flera närliggande oljefält.
Block 15:s historia
Genom åren har mer än 2 500 kilometer 2D seismik samlats in, bearbetats och tolkats. De två tidigare prospekteringsborrningar som utförts på Block 15, Jebel Aswad och Wadi Saylah, borrades 1994 respektive 1997. Jebel Aswad testade 204 fat 40-gradig API olja från Natihkalksten efter att ha öppnats igen 1995. Loggar från Jebel Aswad indikerar en oljeförande kalkstenszon om 210 fot brutto. Loggar från Wadi Saylah indikerar en oljeförande kolumn om 132 fot brutto, men testades aldrig.
Tethys återinträdesborrning av Jebel Aswad 2007
Återinträdesborrningen av Jebel Aswad påbörjades den 9 april 2007 med Tethys som operatör. Mobiliseringen av borriggen och logibyggnader, sammanlagt 126 lastbilslaster, hade inletts två veckor tidigare. Återinträdesborrningen var utformad för att utvärdera oljereserver och sannolik utvinningsgrad för både Natih- och Shuaibalagren. Underbalanserad borrvätska användes för att minimera påverkan av reservoaren samt för att uppnå största möjliga produktion.
Den 25 juni hade borrningen avslutats och testning genomförts. Båda kalkstenslagren producerade kolväten till ytan. En horisontell sektion om 848 meter borrades i Natih och borrningen avslutades efter 3 830 meter. Vid test med en 1 tums ventil flödade Natihsektionen 11,03 miljoner kubikfot naturgas per dag och 793 fat kondensat per dag uppmättes (motsvarande sammanlagt 2 626 fat oljeekvivalenter per dag). Kondensaten höll mycket god kvalitet med en densitet av 57 grader API.
Shuaibasektionen kunde inte testas då ett motorfel förhindrade att en fullständig horisontell sektion kunde borras i de produktiva lagren. Emellertid producerades ”våt gas” (dvs gas rik på tyngre kolväten som kondenseras vid trycksänkning) under borrning.
Borrningen av JAS-2 2008
I juni 2008 påbörjade Tethys borrningen av Jebel Aswad-2 (JAS-2) på Block 15 onshore Oman. Borrplatsen för JAS-2 är belägen cirka 1,2 kilometer från borrplatsen för JAS-1. Borrmålet för JAS-2 var den kolväteproducerande kalkstensreservoaren Natih A på den sydöstra delen av strukturen.
Den 20 augusti avslutades borrningen av JAS-2. Den sammanlagda längden på borrhålet uppgick till 4 018 meter. På ett djup om cirka 3 000 meter har en horisontell sektion om 927 meter borrats. Genom den horisontella delen bekräftades reservoarens utbredning i sydöstlig riktning från borrplatsen. Jämfört med borrningen av JAS-1 förra året så har informationen om reservoarens egenskaper som inhämtats under denna borrning varit i överensstämmelse med eller överträffat förväntningarna.
Efter att borrningen avslutats och riggen återlämnats till Oilex den 26 augusti, inleddes testprogrammet den 5 september. Tio dagar senare avbröts testprogrammet. Den information som erhållits tyder på att en vattenförande förkastning genomborrats nära slutet på borrhålet. Tre försök att försegla denna förkastning med hjälp av packningar (tubing packers) gjordes, dock utan framgång. Inga kolväten producerades under testet. En borrigg kommer att behövas för att kunna blockera den vattenproducerande förkastningen och slutföra hålet för produktion.
Block 3 och 4
I december 2007 slutförde Tethys Oil förvärvet av 50 procents andel* i Block 3 och 4 onshore Oman från Norwegian Energy Company (Noreco) genom dess dotterbolag Altinex. CCED är operatör har resterande 50 procent.
Prospekteringshistoria
Block 3 och 4 täcker en yta om mer än 30 000 kvadratkilometer. Vid förvärvstillfället hade drygt 30 000 kilometer 2D-seismik insamlats och 27 hål borrats på licenserna. 18 av dessa borrningar har påträffat olja. Oljefyndet South Farha på Block 3 gjordes 1986 av Japan Petroleum Development Corp. och har hittills kartlagts genom tre borrningar. South Farah uppskattas innehålla 9 miljoner fat utvinningsbar olja i tunna sandstenslager i en reservoar som är i produktion regionalt. Det ursprungliga prospekteringshålet 1986 flödade 260 fat olja med en densitet om 40 grader API.
Block 3
Block 3 - Farha South-strukturen
Farha South-3 borrningen påbörjades i början på februari 2009 och syftade till att ytterligare kartlägga Farha South-strukturen. Borrmålet var sandstenarna i Lower Bashir-formationen, vilken ligger på ett djup av cirka 1 900 meter. Borrningen inleddes 1,2 kilometer sydost om det oljeförande borrhålet Farha South-1, vilken borrades 1986 av en tidigare licensinnehavare.
Den 6 april var utvärderingsborrningen färdigställd. Farha South-3 borrades till ett vertikalt djup av 1 857 meter. Borrhålets totala längd uppgår till 2 723 meter. De två huvudsakliga sandstenslagren (de som 1986 producerade olja i borrhålet Farha South-1) genomborrades både i det vertikala pilothålet och i den horisontella sektionen. Produktionsflöde om 754 fat olja per dag har preliminärt uppmätts från den horisontella sektionen. Oljan håller mycket hög kvalitet (40 grader API) och har litet gasinnehåll.
Därtill gavs under borrningen av Farha South-3 oljeindikationer i den potentiellt oljeförande ytligare belägna sandstenen Barik. Dess indikationer liknade de i den djupare belägna sandsten Lower Bashir. Bariksandstenen är en av Omans bäst producerande reservoarer. Farha South-3 är ett mycket lämpligt borrhål för ett tidigt produktionssystem (early production system). Oljan är av hög kvalitet med ett litet gasinnehåll, vilket gör den lämplig att frakta med lastbil.
Block 4
I slutet av april 2009 inleddes borrningen av Saiwan East-2 med målsättningen att kartlägga utbredningen av de tre oljeförande lager som påträffades under borrningen av Saiwan East-1, vilken 2005 borrades till ett djup om 1 333 meter av tidigare licensinnehavare och påträffade kolväten med hög densitet (s.k. tung olja). Saiwan East-2 borrades på ett avstånd av 12 kilometer från den första borrningen Saiwan East-1.
I maj nådde borrningen ett djup av cirka 1 450 meter. En inledande utvärdering, med bland annat mätningar i borrhålet (logging) bekräftade förekomsten av tung olja i alla de tre huvudsakliga nivåerna som skulle undersökas. Ett sammanlagt oljeförande lager brutto (gross column) om över 400 meter tung olja uppmättes i reservoarerna Miqrat, Amin och Buah.
Efter de uppmuntrande initiala resultaten beslöts det att fortsätta borrningen för att undersöka en djupare liggande potentiellt oljeförande geologisk lager som inte tidigare hade borrats i området. Under borrningen, och på ett djup av runt 1 600 meter, genomborrades en 30 meter oljeförande kalkstensreservoar som sedan produktionstestades med borriggen på plats. Efter att denna testning genomförts beslöts att skjuta upp produktionstester av zonerna med tung olja tills mer information inhämtats från de tre borrkärnor som tagits från de mest lovande intervallerna med tung olja. Vid test av Khufai flödade denna zon 280 fat olja per dag genom en 9,5 mm ventil (24/64 tum). Denna lättare olja håller en densitet om 33 grader API. Inget vatten producerades vid testet och oljan har mycket litet gasinnehåll (mycket låg gas till oljekvot GOR). När produktionstestet slutförts installerades instrument för mätning av trycket i botten på reservoaren.
Instrumenten som mäter trycket i Saiwan East-2 avlästes i juli. Den preliminära analysen tyder på att Khufai-lagret skadats av den tunga borrvätska som använts vid borrningen och därigenom drabbats av s k ”skin damage (+20)” (skada i form av permabilitetsreducering runt borrhålet).
| Licens | Tethys Oils andel | Total areal | Partner |
| Block 15 | 40 % | 1 389 km 2 | Odin Energi AS |
| Block 3&4 | 30 % | 33 125 km 2 | CC Energy Development S.A.L. (Oman branch), Mitsui E&P Middle East B.V. |
| Total areal | 34 514 km 2 |
Copyright 2004 Tethys Oil | Tethys Oil AB | Hovslagargatan 5 B, 1 tr. | SE-111 48 STOCKHOLM | Sweden